TEIL C

Offshore-Anlagen

Mit den frühen, küstennahen Offshore-Anlagen in Dänemark, Schweden und den Niederlanden - sie sind teilweise in der Länderübersicht aufgeführt - sind die geplanten neuen und riesigen Windfarmen kaum mehr zu vergleichen. Bis 2007 sind noch keine Windräder in Wassertiefen von mehr als 5 m verankert worden – die Fundamente der neuen Megaturbinen sollen dagegen weit von der Küste entfernt in bis zu 40 m Wassertiefe gelegt werden. Doch über die hierfür am besten geeignete technische Lösung sind die Experten noch uneins. Dies ist kaum verwunderlich wenn man die Anforderungen bedenkt, die an diese Anlagen auf hoher See gestellt werden. Die rotierenden Giganten müssen den stärksten Stürmen und sogar den sogenannten Jahrhundertwellen, die hoch wie ein achtstöckiges Haus werden können, widerstehen. Außerdem müssen die Rotoren etwa 25 Jahre lang Strom liefern, um sich zu amortisieren.

Die Bauphase großer Offshore-Windparks wird möglicherweise zu erheblichen Belastungen für das jeweilige Ökosystem führen. Beim Legen der Fundamente wird das Sediment des Meeresboden stark aufgewirbelt – und die bodennahen Ökosysteme mit großer Wahrscheinlichkeit nachhaltig gestört. Gleichzeitig sehen Meeresbiologen Gefahren durch die niederfrequenten Vibrationen, die von den Rotoren auf den Meeresboden und ins Meerwasser übertragen werden. Forscher konnten bereits nachweisen, daß solche Töne von Meeressäugern wie den Schweinswalen wahrnehmbar sind – und eine Studie des Umweltbundesamtes kommt zu dem Schluß, daß die Windanlagen den Lebensraum der Tiere massiv beschneiden würden: Die Meeressäuger würden Gebiete um die Windparks großräumig meiden. Sicher ist dies allerdings nicht. Und es gibt ja auch Alternativen wie schwimmende Windkraftwerke.

Schon in der November-Ausgabe 1974 des US-Magazins Popular Mechanics wird über das Konzept einer entsprechenden, kommerziellen Offshore-Windkraftnutzung berichtet. Prof. William Heronemus und seine Kollegen an der University of Massachusetts stellen sich ein riesiges Netz schwimmender Windmühlen vor der Küste von New England vor. Der erzeugte Strom soll genutzt werden, um Meerwasser elektrolytisch zu spalten und den resultierenden Wasserstoff in großen Tanks auf dem Meeresboden zu lagern.

Inzwischen wird international an diversen Großprojekten gearbeitet:

Am schnellsten vorwärts kommt die Firma Prokon Nord aus Ostfriesland: Ihr Antrag auf ein Offshore-Modellanlage wird Mitte 2002 vom zuständigen Hamburger Bundesamt für Seeschiffahrt und Hydrographie (als erster überhaupt) genehmigt. Die Ostfriesen wollen rund 45 km nördlich der Insel Borkum bis 2007 einen riesigen Windpark aus 208 Windrädern errichten. Hier würden dann fast 1.000 MW Windstrom produziert werden – nahezu soviel wie von zwei kleineren Atomkraftwerken.

2003 wird die Forschungsplattform FINO 1 des Bundesumweltministeriums in Betrieb genommen, die der Erkundung der Umgebungsbedingungen, Verhältnisse und Beanspruchungen auf See dienen soll. Ihr Standort liegt ebenfalls etwa 45 km nördlich der Insel Borkum in der Nähe zukünftig geplanter Offshore-Windparks, und sie liefert die weltweit vollständigste Offshore-Windmessung bis zu einer Höhe von 100 m. Eines der ersten Ergebnisse ist der Nachweis, daß die Temperaturdifferenz zwischen Wasser und Luft das vertikale Windprofil entscheidend beeinflußt.

Im April 2005 wird im Rahmen eines Forschungsprojektes des Bundes und des Landes Mecklenburg Vorpommern die Inros Lackner AG vom Schifffahrtsinstitut Warnemünde e.V. mit der Planung zur Errichtung der Offshore-Meßplattform FINO 2 beauftragt. Standort ist die Ostsee im Seegebiet Kriegers Flak, ca. 40 km nördlich von Rügen. FINO 2 soll wichtige Daten zur Windqualität, Schiffsicherheit und zu den Auswirkungen auf die Umwelt liefern, die letztlich über die Errichtung und den Betrieb von Offshore-Windparks im Gebiet der Ostsee entscheiden werden. Die Realisierung erfolgt in den Jahren 2006 und 2007.

Die Planungen für den Seanergy-Offshore-Windpark in Belgien, 15 km vor der Küste, werden 2003 gestoppt. Weiter bearbeitet werden dagegen 2 Projekte auf Thornton-Sandbank, etwa 25 km von der Küste entfernt. Das erste Projekt soll mit 60 Anlagen 216 MW erwirtschaften, das zweite mit 100 Anlagen 330 MW, in Betrieb gehen sollen die Offshore-Windparks spätestens 2010.

Nach einer rund zweijährigen, gemeinsamen Entwicklungs- und Planungszeit, an der neben dem Windkraftanlagenhersteller Vestas und dem Projektentwickler GHF/Venotec auch die Consultingfirma Arcadis beteiligt sind, wird 2004 mit der Errichtung einer ersten Offshore-Versuchsanlage mit schwimmendem Fundament begonnen.

Das 2 MW Windkraftwerk wird in einer Wassertiefe von 26 m nordöstlich der Insel Rügen in der Ostsee stehen und soll nach seiner Erprobung in den geplanten Offshore-Windpark Ventotec Ost 2 integriert werden, der mit einer Gesamtkapazität von 600 MW ab 2005/2006 gebaut werden soll.

Dieser, 35 km nordöstlich von Rügen, geplante Windpark wird weltweit erstmals auf schwimmenden Fundamenten ruhen. Das Werk für die Herstellung der schwimmenden Windkraftwerke entsteht mit einem Investitionsvolumen von ca. 28 Mio. € ab Mai 2005 im Überseehafen der Hansestadt Rostock. Die Vorteile des neuartigen Fundaments liegen in den wesentlich geringeren Bau- und Instandhaltungskosten, da sowohl die komplette Vorproduktion wie auch notwendige Reparaturen bequemer und in wesentlich kürzerer Zeit im Hafen erfolgen können.

Im Herbst 2004 errichtet der Auricher Hersteller Enercon in der Ems bei Emden eine Anlage mit 4,5 MW Leistung – 40 m vom Deichfuß entfernt, weshalb Enercon selbst von einem Nearshore-Projekt spricht.

Nach einem Bericht vom Juni 2004 gibt es im bislang weltgrößten Offshore-Windpark Horns Rev vor der dänischen Nordseeküste erhebliche technische Probleme: Wegen starker Korrosionsschäden müssen alle 80 Windräder wieder abgebaut und an Land repariert werden. Auch in anderen Offshore-Windparks gibt es immer wieder völlig unerwartete technische Komplikationen. Diese unvorhersehbaren Schwierigkeiten führen zu großer Zurückhaltung bei potentiellen Investoren.

Gleichwohl werden bis 2005 in Deutschland vier Offshore-Windparks außerhalb der 12 Seemeilen-Grenze genehmigt, und zwei davon sollen innerhalb der folgenden zwei Jahre fertiggestellt werden.

	Borkum West	Butendiek	Borkum Riffgrund	Borkum Riffgrund West
Pilotphase genehmigt am:	08.09.1999	18.12.2002	25.02.2004	25.02.2004
Pilotphase Anzahl / Leistung	12 Anlagen ca. 60 MW	80 Anlagen ca. 240 MW	77 Anlagen ca. 231 MW	80 Anlagen ca. 280 MW

Außerdem werden 5 Projekte in der Ostsee, sowie 9 in der Nordsee untersucht. Standorte in der Ostsee sind die Pommersche Bucht, der Fehmanbelt, die Kadetrinne, die westliche Rönnebank, der Adlergrund und die Oderbank – während als Standorte der Nordsee die östliche Deutsche Bucht, die Doggerbank, das Sylter Außenriff und der Borkumer Riffgrund in Frage kommen. Für die Ostsee liegen bereits 6, und für die Nordsee sogar 23 Anträge vor.

Ich möchte an dieser Stelle etwas mehr über den 34 km westlich der Nordseeinsel Sylt geplanten Windpark Butendiek mit seinen 80 Stück 3 MW Anlagen berichten, da es sich hierbei um ein ganz besonderes Projekt handelt – gegen das sich auf Sylt allerdings auch Widerstand regte.

An dem Projekt der Bürgerwindpark Butendiek GmbH & Co. KG beteiligen sich 2001 insgesamt 8.412 Personen, wobei 20.000 Anteile zu jeweils 250 € verkauft werden. Mit diesen 5 Mio. € Kommanditkapital wird die Planungs- und Projektierungsphase bis zur Baugenehmigung finanziert. Außerdem wird mit Vestas ein Vorvertrag über die Lieferung der Windräder abgeschlossen.

Besonders interessant sind dabei die statistischen Angaben des Unternehmens:

Ca. 55 % der Gesellschafter stammen aus Nordfriesland, weitere 25 % aus dem übrigen Schleswig-Holstein. Die übrigen 20 % kommen aus ganz Deutschland, 47 Gesellschafter haben Ihren Wohnsitz im Ausland. 23 % der Butendieker sind minderjährig, d. h. daß fast jeder 3. Erwachsene seine Kinder auf diesem Wege an regenerative Energien heranführt.

Zunächst droht das Projekt zu scheitern, da man Schwierigkeiten hat einen Generalunternehmer für die Durchführung zu finden. Ende 2006 gewinnt Butendiek aber das irische Windkraftunternehmen Airtricity. Man rechnet nun mit einem Baubeginn Anfang 2008 und einer Fertigstellung bis 2010. Das Projekt scheitert dann tatsächlich, da die Bank den notwendigen Kredit mit der sachlich zutreffenden Begründung verweigert, daß es keinen ausreichend leistungsstarken Transportweg für den erzeugten Strom gibt... und weil sich der Netzbetreiber E.ON weigert, ein entsprechendes Erdkabel zu verlegen.

Gegner des Projekts fürchten außerdem einen erheblichen Eingriff in den Lebensraum der vor Sylt lebenden Seehunde, Schweinswale und Kegelrobben, weshalb der Naturschutzbund Deutschland und der Bund für Umwelt und Naturschutz Deutschland Klage gegen die Errichtung des Windparks einreichten.

2007 geht die Bürgerwindpark Butendiek GmbH eine strategische Partnerschaft mit der irischen Firma Airtricity ein, die inzwischen mit Siemens Energy über die Lieferung von 80 Windkraftanlagen vom Typ SWT-3.6-107 verhandelt. Außerdem werden die Rechte an dem Windpark an die SSE Renewables Germany veräußert.

Der WEA-Lieververtrag mit Siemens wird Mitte 2009 unterzeichnet. Ziel ist es, den 288 MW Windpark bis 2012 fertigzustellen.

Im September 2010 übernimmt der Bremer Entwickler und Betreiber Wpd Offshore GmbH (wpd Group) von der SSE Renewables Germany die kompletten Besitzrechte an dem Butendiek-Projekt.

2007 wird auch die Baugenehmigung für den 400 MW Windpark Ventotec Ost 2 erteilt, wo ab 2010 und etwa 35 km vor Rügen in Wassertiefen von 30 - 45 m insgesamt 80 Windräder mit schwimmendem Offshore-Fundament (SOF) Energie liefern sollen. Die neue Konstruktion ist von dem Beratungsunternehmen ARCADIS Consult GmbH entwickelt worden, um Windräder auch in Wassertiefen von mehr als 25 m wirtschaftlich errichten und betrieben zu können. Das Konzept wird zunächst mit einer Pilotanlage in der Lübecker Bucht umgesetzt.

Der Offshore-Windpark ist ein Gemeinschaftsprojekt von ARCADIS mit dem Emissionshaus GHF, dessen Projektentwickler Ventotec GmbH (GHF-Gruppe) und der DEE Deutsche Erneuerbare Energien GmbH (Deutsche Bank-Gruppe).

Im März 2010 verkauft das Joint-Venture das Ventotec Ost 2 Projekt an die Iberdrola Renovables S.A., dem nach installierter Kapazität international führenden Windenergieunternehmen. Die Inbetriebnahme des Offshore-Windparks wird für das Jahr 2014 erwartet.

Der amerikanische Arzt Thomas L. Lee aus Boston stellt im Jahr 2005 eine weitere Form von Offshore-Anlagen vor, über die er 12 Jahre lang nachgedacht hat. Neu ist dabei, daß die Windturbinen auf einer Plattform errichtet werden, die gleichzeitig einen schwimmenden Wasserstoffbehälter darstellt. Dieser speichert das mit dem Windstrom gespaltene Wasser und wird regelmäßig von Wasserstoff-Frachtern geleert. Gegenüber den fest verankerten haben schwimmende offshore-Anlagen den Vorteil der Mobilität, sie können z.B. vor starken Stürmen in küstennähere Gewässer geschleppt werden und lassen sich auch leichter warten.

Im Sommer 2005 wird die Deutsche Offshore-Stiftung gegründet die u.a. das Ziel hat, in unmittelbarer Nachbarschaft zur Forschungsplattform FINO 1 (s.o.) ein Testfeld für Offshore-Windkraftanlagen zu errichten. Beteiligt sind neben den Herstellern von Anlagen der 5 MW-Klasse auch Stromkonzerne, Baugesellschaften, Banken, Versicherungen und die Maritimwirtschaft. Mittelfristiges Ziel des Bundesumweltministeriums ist es, bis zum Jahr 2010 eine Offshore-Gesamtleistung von 3.000 MW zu erreichen, und bis 2030 sogar 20.000 - 25.000 MW, was etwa 15 % des Stromverbrauchs von 2007 entspricht.

Im Februar 2006 installiert die Nordex AG ihre erste Windenergieanlage in der Ostsee, rund 500 m vor der Kaimauer des Rostocker Überseehafens. Bereits im Herbst 2005 wurde die Spundwand für das Fundament der 125 m hohen Anlage in einer Wassertiefe von rund 2 m gegründet (weshalb man auch hier noch kaum von ‚offshore’ reden kann). Die Nordex N90 Maschine hat eine Nennleistung von 2,5 MW, während die Windrotoren sich mit einem Durchmesser von 90 m drehen. Dieses Projekt gilt als Testfall für weiteren bereits geplanten Windparks in der Ostsee, wie dem Offshore-Park Baltic 1, den die Projektentwicklungsgesellschaft Wind-Projekt vor der Halbinsel Darss projektiert (s.u.). Dieser Windpark soll zum Teil mit Nordex-Turbinen bestückt werden.

Klaus Meier, Vorstand der Bremer WPD Offshore GmbH, gibt im März 2006 bekannt, daß sein Unternehmen bis 2010 insgesamt 2,5 Mrd. € in den Ausbau der Offshore-Windenergie fließen lassen will.

Ebenfalls im März 2006 geht General Electric (GE) eine mit 37 Mio. $ versüßte Partnerschaft mit dem U.S. Department of Energy (DOE) ein, um bis 2009 Windturbinen mit Leistungen von 5 - 7 MW zu entwickeln, die insbesondere im Offshore-Bereich zum Einsatz kommen sollen. Derzeit stellt GE als größtes Modell 3,6 MW Anlagen her.

Im Sommer 2006 genehmigt die schwedische Regierung den Offshore Windpark Kriegers Flak II. Das Projekt besteht aus 128 Anlagen mit einer Gesamtkapazität von 640 MW. Es liegt 35 km südlich von Trelleborg in der schwedischen Außenwirtschaftszone (AWZ) in unmittelbarer Nachbarschaft zum deutschen Projekt Kriegers Flak I, das seine Baugenehmigung bereits im April 2005 erhalten hat aber bislang noch nicht realisiert worden ist.

Beide Projekte werden ab 2002 von der Sweden Offshore Wind AB in Stockholm, einem Tochterunternehmen der Bremer WPD und der Wind-Projekt GmbH aus Börgerende, entwickelt. Im Mai 2005 wird die Sweden Offshore samt dem Kriegers Flak II Projekt allerdings an den Energieversorger Vattenfall veräußert. Seitdem ist die WPD Scandinavia AB als Berater für Vattenfall mit der weiteren Entwicklung des Projektes betraut. Nach den bisherigen Plänen ist der Baubeginn des Projektes für frühestens 2009 vorgesehen.

Im August 2006 gibt das Umweltministerium von Mecklenburg-Vorpommern grünes Licht für die Betriebserlaubnis zur Einrichtung des Windparks Baltic 1 in der Ostsee, der mit 21 Windrädern 54 MW Leistung erbringen soll. Mit den Bauarbeiten dieses ersten richtigen Offshore-Windparks in Deutschland soll bereits Anfang 2007 begonnen werden, die Gesamtinvestitionen werden auf rund 100 Mio. € geschätzt.

Fast zeitgleich meldet die Firma RePower die Installation ihrer ersten offshore 5 MW Anlage in der schottischen Nordsee bei Moray Firth, etwa 25 km weit draußen auf See. Die Anlage hat einen Rotordurchmesser von 126 m und ist auf dem Meeresboden in 44 m Tiefe verankert. Zusammen mit einer baugleichen zweiten Anlage stellt sie die Beatrice Pilot-Windfarm der Firma Talisman Energy dar. Ihren Strom werden die zwei Windkraftwerke über den Anschluß der Ölplattform Beatrice Alpha ins Netz einspeisen.

In den USA arbeitet man am MIT an der Entwicklung schwimmender Plattformen für die Großrotoren. Zylindrische, hohle Postamente sollen beispielweise mit Beton beschwert und am Meeresboden verankert werden. Damit wären Offshore-Windfarmen - ähnlich wie Ölbohrinseln - auch in Gebieten mit Wassertiefen von 200 m bis 300 m möglich. Außerdem soll die Herstellung und Installation der schwimmenden Windenergieanlagen nur etwa ein Drittel soviel kosten, wie für die Konstruktion der heute für die offene See geplanten, fest fundamentierten Windturbinen nötig ist. Zudem können sie so weit draußen installiert werden, daß sie von den Küsten aus nicht mehr zu sehen sind. Ein weiterer Vorteil der schwimmenden Windräder ist, daß sie je nach Bedarf an einen anderen Ort geschleppt werden können. Und da weit draußen im Meer die Windgeschwindigkeit höher ist, liefern entferntere Offshore-Windturbinen auch sehr viel höhere Energieerträge als Windräder an Land.

Im Oktober 2006 meldet die Presse, daß bis spätestens 2008 rund 45 km vor der ostfriesischen Insel Borkum ein Testfeld mit zwölf Anlagen der 5 MW Leistungsklasse der Energieunternehmen EWE, E.on und Vattenfall für Offshore-Windenergie errichtet werden soll, welches die Auswirkungen der Anlagen auf Umwelt, Schifffahrt, Fischerei und Tourismus prüfen soll. Weitere Projektpartner sind die Windanlagenhersteller Repower und Multibird, sowie das Bundesumweltministerium. Das Investitionsvolumen beträgt rund 175 Mio. € und die Forschungsergebnisse sollen allen Offshore-Akteuren zur Verfügung gestellt werden. Die federführende Offshore-Stiftung und die Planer von weiteren sieben Parks verständigen sich außerdem darauf, die Kabelanbindungen in einer einzigen Kabeltrasse über die Insel Norderney zu bündeln. Damit sollen die Auswirkungen auf den Nationalpark Niedersächsisches Wattenmeer reduziert werden.

Im Dezember 2006 teilt E.ON mit, daß man den Windpark Delta Nordsee gekauft habe, in dem 80 Windräder mit jeweils 3,5 MW errichtet werden sollen.

Im Mai 2007 häufen sich die Meldungen, daß inzwischen zwar immer mehr Offshore-Parks genehmigt werden - nur bauen tut sie keiner. Die hoch geschraubten Erwartungen sind einer Ernüchterung gewichen, und als Grund wird (wieder einmal) die mangelnde staatliche Hilfe angeprangert.

Mitte 2007 ändert die Bundesregierung ihre Förderpolitik: Solarenergie gilt nun plötzlich als zu stark gefördert, und die Vergütung für Strom aus neuen Dachanlagen soll künftig jährlich um 7 % statt wie bisher um nur 5 % sinken. Im Gegenzug wird der Ökostrom durch eine massive Ausweitung der Förderung für Windanlagen auf hoher See gefördert. Die Vergütung für Energie aus diesen Anlagen soll nun um ein Drittel angehoben werden.

Im Juli 2007 meldet die Presse, daß der Kohle- und Atomkonzern RWE in einen zweiten Offshore-Windpark vor der walisischen Küste investieren will, man denkt an 280 Mio. €. Das Unternehmen hat bereits einen Park in North Hoyle. Der neue Rhyl Flats-Windpark mit 25 Windturbinen soll 2008 errichtet werden und 90 MW Strom erzeugen.

Ebenfalls Mitte 2007 beschließt die spanische Regierung die Zulassung von Offshore-Windkraftanlagen entlang der rund 4.000 km langen Küste des Landes.

Im September 2007 startet das Bundesumweltministerium ein 50 Mio. € Programm zur Windenergieforschung in dem 45 km vor Borkum liegenden Offshore-Testfeld. Dort sollen 12 Windenergieanlagen der 5 MW Klasse errichtet werden. Als erstes wird ein Betrag von 1,15 Mio. € zur Koordinierung der Forschung durch das Institut für Solare Energieversorgungstechnik e.V. (ISET) bewilligt. Insgesamt zielt das Forschungsprogramm darauf ab, die Offshore-Tauglichkeit der Anlagen nachzuweisen und diese weiterzuentwickeln. Dabei sollen auch die möglichen Auswirkungen auf Natur und Umwelt erfaßt werden. Die Zusammenarbeit umfaßt neben der Betreiberin des Testfeldes, der Deutschen Offshore Testfeld und Infrastruktur GmbH & Co. KG (DOTI), auch die Anlagenhersteller Repower und Multibrid. Mit den meßtechnischen Aufgaben beauftragt das ISET das Deutsche Windenergie-Institut (DEWI).

Im November 2007 vermeldet der Norwegische Energieminister Aaslaug Haga, daß schwimmende Windkraftanlagen ein enormes Potential dafür besitzen, als Motor für den Export sauberer Technologien und für die Diversifizierung der Energieversorgung zu dienen. Das Unternehmen StatoilHydro würde bereits in Kooperation mit der deutschen Siemens an der weltweit ersten schwimmenden Windkraftanlage arbeiten, und ein Prototyp könnte 2009 in Betrieb gehen (s.u.).

Das Design sieht zu diesem Zeitpunkt ein 200 m aufrecht stehendes Stahlrohr auf einer Basis aus Zementguß vor, wobei 80 m des Rohres aus dem Wasser ragen und die Gondeln mit ihren drei, jeweils 60 m langen Blättern tragen. Das Ganze ist mit drei Kabeln im bis zu 700 m tiefen Meeresboden verankert.

Möglicherweise wird Norwegen jedoch von Dänemark überholt, da die 2004 dort gegründete Blue H Technologies BV bereits im Dezember 2007 den Prototypen einer schwimmenden Windkraftanlage zu Wasser läßt, den man in Italien entwickelt hat. Das Tension Leg System braucht nicht verankert zu werden und ist für Wassertiefen über 50 m einsetzbar. Der Prototyp wird mit einen schnell rotierenden 80 kW 2-Blatt-Rotor ausgestattet, der Wellen- und Wind-Meßsensoren versorgt, und vor Puglia in Süditalien 10 km weit auf offene See geschleppt, wo die Versuchsphase beginnt.

Das Unternehmen arbeitet gleichzeitig an der ersten kommerziellen 2,5 MW Anlage, die vor Tricase in Apulien in Betrieb gehen soll. Mit nur 97 t Gewicht wiegt die Anlage nur rund die Hälfte vergleichbarer Systeme. Anschließend sind 25 weitere Einheiten geplant, die gemeinsam den ersten Offshore-Tiefsee-Windpark der Welt bilden sollen. Dessen Leistung von 92 MW wird ausreichen um 75.000 Haushalte zu versorgen.

Ebenfalls im Dezember 2007 verkündet der britische Energieminister John Hutton, daß seine Regierung bis zum Jahr 2020 alle Haushalte des Landes mit Strom aus Offshore-Windkraftanlagen versorgen will. Die Kapazitäten der Windenergie-Anlagen vor der Küste sollen hierfür von derzeit 8 GW auf 33 GW aufgestockt werden, wozu insgesamt 7.000 neue Windturbinen aufgestellt werden müssen...

Derweil wird 23 km vor der niederländischen Küste der 120 MW Offshore-Windpark Q7 von dem Energieunternehmen ENECO und weiteren Partnern errichtet. Dabei werden 60 Windturbinen in einer Wassertiefe von 19 - 24 m aufgestellt. Der Park soll im ersten Quartal 2008 ans Netz gehen um 125.000 Haushalte mit Energie zu versorgen.

Am Rande der Europäischen Offshore-Windenergie-Konferenz im Dezember 2007 in Berlin unterzeichnen Deutschland, Dänemark und Schweden eine Erklärung über die Stärkung der künftigen Zusammenarbeit bei der Windenergienutzung in der Nord- und Ostsee, wobei sich Kooperation auf die begleitende Umwelt- und Technologieforschung von Offshore-Windparks konzentriert.

Eine Auflistung bestehender und geplanter Offshore-Windparks gibt es inzwischen auf einer speziellen Wikipedia-Seite, eine genauere Darstellung findet auf der Seite des Offshore Forum Windenergie OFW.

Die weitere Entwicklung ab 2008 werde ich aus Gründen der besseren Übersichtlichkeit nach Ländern unterteilt präsentieren.

Ausführlich wird hier nur die Entwicklung in Deutschland dokumentiert, zu gegebener Zeit wird auch noch eine zusammenfassende Darstellung der weiteren Entwicklungen auf internationaler Ebene veröffentlicht.

Deutschland

Aus dem Testfeld Borkum West wird der Windpark alpha ventus, für dessen Realisierung die Unternehmen EWE AG, E.ON Energy Projects GmbH und Vattenfall Europe Windkraft GmbH im Juni 2006 die DOTI gegründet hatten (s.o.). Ziel des Offshore-Testfeldes ist es, die Offshore-Tauglichkeit der neu entwickelten 5 MW Anlagen nachzuweisen und diese weiterzuentwickeln. Im Juni 2007 erfolgt die Vertragsunterzeichung mit der Multibrid Entwicklungsgesellschaft mbH (ab Ende 2007: Multibrid GmbH) als Generalunternehmer für den Bau und die Errichtung von sechs WEA M5000, ein Monat später ist Baubeginn für den Netzanschluß und die Kabeltrasse auf Norderney.

Ab Anfang 2008 ist bei E.ON die Market Unit E.ON Climate & Renewables GmbH für alpha ventus verantwortlich, im Juni ist die erste AREVA Multibrid M5000 Anlage vollständig errichtet, im August speisen die ersten drei Windenergieanlagen ihren Strom ins deutsche Netz ein, und im September folgt die Inbetriebnahme aller sechs M5000. Für begleitende Forschungsarbeiten der Forschungsinitiative RAVE (Research At Alpha Ventus) über einen Zeitraum von fünf Jahren zur Erforschung und Weiterentwicklung der Windenergienutzung auf See stellt das Bundesumweltministerium (BMU) rund 50 Mio. € bereit.

Ein erster Anlauf zum Errichten der Anlagen im August 2008 muß wegen schlechten Wetters abgebrochen werden, im Sommer 2009 geht es dann um so zügiger voran, wobei in Spitzenzeiten bis zu 350 Menschen und bis zu 25 verschiedene Schiffe, darunter der weltgrößte Schwimmkran, gleichzeitig zum Einsatz kommen.

Nach mehr als einem Jahrzehnt Vorlauf mit wechselnden Eigentümern und teuren technischen Pannen schickt am 4. August 2009 zum ersten Mal eine Offshore-Turbine Strom durch die Leitungen im Meer an Land nach Niedersachsen.

Im September 2009 wird auch die erste REpower 5M Anlage aufgestellt, und bis November sind alle zwölf 5 MW Windenergieanlagen des Offshore-Parks vollständig errichtet. Die Anlagen werden in einer gitterartigen Formation mit einem Abstand von jeweils 800 m gruppiert, wodurch der Windpark eine Fläche von 4 km² einnimmt. Bei einer Wassertiefe von 30 m werden zwei Arten von Stahlfundamenten eingesetzt: Während die Multibrid-Anlagen auf Tripods (Dreibeinen) stehen, werden für die REpower-Anlagen sogenannte Jacket-Fundamente gewählt. Das Gewicht einer jeden Anlage beträgt rund 1.000 t, sie ragen bis zu 155 m hoch. Vom Festland aus sind sie nicht zu sehen.

Die Baukosten für alpha ventus betragen 180 Mio. € (andere Quellen: 250 Mio. €) und liegen damit etwa dreimal so hoch wie vergleichbare Anlagen an Land. Den Netzanschluß für 40 Mio. € übernimmt E.ON.

Die offizielle Inbetriebnahme des ersten Offshore-Windparks in Deutschland, an der auch Bundesumweltminister Dr. Norbert Röttgen teilnimmt, erfolgt Ende April 2010.

Doch schon im Juni 2010 müssen aufgrund einer Meldung des Condition Monitoring Systems über eine Erwärmung von Gleitlagern zwei der sechs AREVA Multibrid M5000 Anlagen stillgelegt werden, später entscheidet das Betreiber-Konsortium, alle baugleichen Anlagen auszutauschen und neue Getriebe einbauen zu lassen. Auch die Fundamente der Offshore-Windräder machen Sorgen, da sich durch die Meeresströmung auf der Leeseite Verwirbelungen bilden, die Löcher in den Meeresgrund um die Gründungen spülen. Statt wie prognostiziert nur 1 m sind diese sogenannten Kolke inzwischen schon bis zu 6 m tief. Eine Gefahr besteht allerdings nicht, da die Fundamente 30 m tief im Meeresgrund verankert sind und die Kolke sich bislang auch nicht noch weiter vertieft haben.

Im Oktober 2010 bescheinigen Forscher der Ruhr-Universität Bochum alpha ventus eine positive Ökobilanz: Schon nach weniger als einem Jahr hat der Windpark so viel Energie erzeugt, wie an Öl, Kohle und Gas verbraucht wurde, um ihn zu errichten – inklusive des während seiner Lebensphase für den Betrieb noch errechneten zukünftigen Verbrauchs.

Die EU-Kommission genehmigt im November die vor dem Bau von alpha ventus in Aussicht gestellten Fördermittel in voller Höhe von 30 Mio. € - nun steht noch die Bewilligung des Bundesumweltministeriums aus.

Bereits 2008 schließen sich 40 Stadtwerke zu einem Projekt zusammen, um 45 km vor der gleichnamigen ostfriesischen Insel in der sogenannten ‚ausschließlichen Wirtschaftszone’ (AWZ) Deutschlands in der südlichen Nordsee den 400 MW Offshore-Windpark Borkum West II zu errichten. Die Federführung übernehmen die Firma Prokon Nord Energiesysteme GmbH aus Leer (Ostfriesland) und die Trianel European Energy Trading GmbH, und die Installation der 80 Stück M5000 Anlagen des Herstellers Areva Multibrid mit je 5 MW Leistung soll ab 2010 erfolgen. Kosten wird die Windfarm ca. 1 Mrd. €.

Eine Genehmigung des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie liegt bereits vor, und den Auftrag zur Anbindung des Windparks, der in unmittelbarer Nachbarschaft zum ersten deutschen Offshore-Windpark Alpha Ventus liegt, an das deutsche Stromnetz mittels Seekabel sowie für die Konstruktion und Lieferung der Offshore-Plattform mit der Umformstation geht an ABB.

Ende 2009 sichert die EU Kommission dem Stadtwerke-Projekt eine Förderung in Höhe von rund 43 Mio. € zu. In einer ersten Phase bis 2012 sollen 40 Windenergieanlagen aufgebaut werden, weitere 40 Anlagen werden in einer zweiten Bauphase realisiert.

Der Bremer Entwickler und Betreiber Wpd Offshore GmbH verkauft die Eos Offshore AG und die Offshore Ostsee Wind AG an den Energieversorger EnBW Energie Baden-Württemberg AG. Die beiden Tochterfirmen besitzen die Rechte an den Windparkprojekten Hochseewindpark Nordsee, He dreiht, Kriegers Flak 1 und Baltic 1. Wpd Offshore übernimmt dafür das Projektmanagement der vier Vorhaben, für deren Anlagen die Genehmigungen bereits vorliegen. Im Windpark Nordsee können 80 Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung von bis zu 400 MW, im Windpark He dreiht zunächst ebenfalls 80 Anlagen mit gleicher Gesamtleistung installiert werden. Im Windpark Kriegers Flak 1 können 80 Anlagen mit einer Gesamtleistung von bis zu 328,6 MW und im Windpark Baltic 1 insgesamt 21 Anlagen mit bis zu 52,5 MW errichtet werden.

Am weitesten fortgeschritten sind die Pläne für den kommerziellen 50 MW Offshore-Windpark EnBW Baltic 1, dessen erste Projektplanungen bereits 1997 begannen, und wo 16 km vor der Halbinsel Darß/Zingst (Mecklenburg-Vorpommern) in 16 - 19 m Wassertiefe 21 Windräder vom Typ Siemens SWT 2.3-93 aufgestellt werden sollen.

Im April 2009 wird der Liefervertrag mit Siemens unterzeichnet, im Mai wird in Rostock der Grundstein gelegt, im Juli ist der offizielle Baubeginn, und im September 2010 wird die letzte der insgesamt 21 Windkraftanlagen vom dem Installationsschiff Sea Power aufgestellt. In Betrieb gehen soll der 7 km²  große Offshore-Windpark mit einer Gesamtleistung von 48,3 MW Ende 2010.

Ebenfalls im September 2010 vergibt EnBW den Auftrag zum Bau einer schlüsselfertigen Offshore-Umspann-Plattform für den 288 MW EnBW Baltic 2 Windpark (ehemals Kriegers Flak) an das Alstom Grid/WeserWind-Konsortium. Die Plattform soll bis Juni 2012 fertiggestellt sein. Bei diesem in der westlichen Ostsee, rund 32 km nördlich von Rügen gelegenen Windpark werden auf einem Areal von rund 27 km² 80 Stück 3,6 MW Turbinen von Siemens eingesetzt, deren Liefervertrag bereits Mitte des Jahres unterzeichnet worden ist.

Mit den ersten maritimen Baumaßnahmen soll 2012 begonnen werden, ans Netz gehen wird der Windpark voraussichtlich 2013.

Mitte 2008 berichtet die Presse, daß der Raumordnungsplan für 30 Offshore-Windparks in der Nord- und Ostsee zum Preis von je 1 Mrd. € bereits fertiggestellt sei. Dem Plan zufolge sollen die Windparks fernab der Küste jenseits der Zwölf-Seemeilen-Grenze in relativ tiefen Gewässern von 30 bis 40 m gebaut werden und bis 2030 aus der Meeres-Windenergie 25.000 MW erwirtschaften. Noch immer fehlt es aber an Leitungskapazitäten für die geplanten Windparks.

Zu Erinnerung: Schon 2002 definiert die damalige rot-grüne Koalition sogenannte Vorranggebiete für Windparks. Von den damals 29 Anträgen für den Bau von Offshore-Windparks, die in ihrer ersten Ausbaustufe 6.500 MW Leistung bringen sollten, wird jedoch kein einziger realisiert. Als offizieller Grund werden die fehlenden Anschlußleitungen zur Küste und weiter zu den Endverbrauchern in den dichter besiedelten südlichen Bundesländern genannt.

Diesmal gibt es ein Motiv, sich mehr zu beeilen: Der Bundestag beschließt Anfang Juni 2008 die Einspeisevergütung für Offshore-Strom von 9 auf 15 Cent/kWh zu erhöhen, unter der Bedingung, daß die Anlagen spätestens Ende 2015 ans Netz gehen. Das Bundesamt für Seeschifffahrt hat zu diesem Zeitpunkt bereits 16 Windparks in der Nordsee mit einer Leistung von 5.000 – 6.000 MW genehmigt.

Das US-Finanzinvestor-Unternehmen Blackstone Group beteiligt sich Mitte 2008 an der 1990 gegründeten Windland Energieerzeugungs GmbH, die 23 km nördlich der Insel Helgoland in der Nordsee den 288 MW Offshore-Windpark Meerwind plant. Nach der Antragstellung im August 2000 und ökologischen Felduntersuchungen seit 2001 erfolgt im Sommer 2005 eine Umplanung der Standorte der 80 Windenergieanlagen der 3,6 MW-Klasse. Die Genehmigungen für beide Teilbereiche Meerwind Süd und Meerwind Ost wird im Februar 2007 durch das BSH erteilt.

Das Projekt soll in einigen Jahren 500.000 Haushalte mit Strom versorgen. Der Finanzbedarf für die Realisierung liegt je nach Turbinenauswahl in einer Größenordnung von 0,7 - 1,2 Mrd. €. Dem Stand von 2010 zufolge werden die Bauarbeiten voraussichtlich 2012 beginnen. Die vollständige Inbetriebnahme des Windparks ist für Ende 2013 geplant. Der Offshore-Windpark Meerwind Ost wird von der Meerwind Südost GmbH & Co Rand KG und Meerwind Südost GmbH & Co Föhn KG geplant und wird eine Fläche von 40 km² umfassen.

Im August 2008 meldet die RWE Innogy, die sich bislang mehr auf Offshore-Windparks vor der britischen und holländischen Küste konzentriert hat, daß man die Pläne für Windparks in der deutschen Nord- und Ostsee innerhalb der nächsten fünf Jahren umsetzen und dort insgesamt 1.000 MW Windstrom erzeugen will. Das Unternehmen rechnet damit, hierfür rund 3 Mrd. € zu investieren.

Im Oktober 2008 nimmt die von dem russischen Öl-Multimillionär Arngolt Bekker 2003 gegründete Bremer Firma BARD Engineering GmbH im Hooksieler Watt bei Wilhelmshaven Deutschlands erste 5 MW Windkraftanlage für den küstennahen Bereich in Betrieb. Der errichtete Prototyp ist für Wassertiefen von 2 - 8 m gedacht. Die Testanlage dient in erster Linie dazu alle Komponenten unter realistischen Bedingungen zu untersuchen, um mögliche Schwachpunkte zu lokalisieren.

BARD ist ein Newcomer, der innerhalb von fünf Jahren aus dem Nichts heraus eine vollständige neue Windturbine samt Rotorblattfabrik, Stahlwerk und eigenen Aufbau- und Serviceschiffen entwickelt hat. Die patentierte dreibeinige Fundamentlösung soll in Wassertiefen bis 40 m den Strömungskräften und Wetterbedingungen über einen Mindestzeitraum von 25 Jahren standhalten können. Mit der Unicredit-Gruppe, die seit 2005 an dem Projekt beteiligt ist, hat man von Beginn an einen finanzkräftigen Partner.

Im September 2009 wird die BARD Offshore 1 Anlage ans Netz angeschlossen – als erster Schritt in Richtung auf einen 400 MW Offshore-Windpark mit 80 BARD 5.0 Turbinen an der deutsch-niederländischen Seegrenze, rund 100 km vor Borkum, der sich über einer Fläche von rund 60 km² erstrecken wird.

Darüber hinaus hat BARD noch sieben weitere Parks in der Nordsee beantragt.

Im Februar 2010 unterzeichnet die BARD Holding GmbH in Emden ein Memory of Understanding mit dem spanischen WEA-Hersteller Gamesa, bei dem es um die gemeinsame Entwicklung und Vermarktung von Offshore-Anlagen und Serviceleistungen geht. Die Vereinbarung sieht auch die Übernahme eines Minderheits-Anteils an BARD durch Gamesa und die Gründung eines Gemeinschaftsunternehmens für den Offshore-Windenergie-Markt vor.

Baubeginn ist im März 2010, wobei BARD für Bau, Service und Wartung die eigene selbstfahrende Hubplattform Wind Lift I mit bordeigenem Großkran einsetzt. Im Juni 2010 erwirbt die Enovos Luxembourg S.A. einen Anteil von 30 MW an dem Windpark BARD Offshore 1, wobei die Beteiligung über die im August 2009 in Tübingen gegründete SüdWestStrom Windpark GmbH & Co KG erfolgt, an der Enovos etwas mehr als 10 % halten wird. Gründungsmitglieder sind 15 Stadtwerke aus dem deutschsprachigen Raum. Über die SüdWestStrom, die 70 % der Rechte an dem Windpark hält, sollen Stadtwerke in der Eigenerzeugung gestärkt werden. Die restlichen 30 % hält die WV Energie Frankfurt, mit der SüdWestStrom das Projekt gemeinsam entwickelt hat.

Im Dezember 2008 erwirbt RWE Innogy die niedersächsische Projektgesellschaft Enova Energieanlagen GmbH, eine Gesellschaft der ostfriesischen Unternehmensgruppe Enova. Damit verbunden sind die Rechte am Offshore-Windprojekt North Sea Windpower 3 (NSWP3). Mit dem Erwerb erhält der geplante 960 MW Windpark den Namen Innogy Nordsee 1. Er soll 40 km nördlich der Nordseeinsel Juist auf einer Fläche von rund 150 km² entstehen. Die technische Auslegung des Windparks sieht die Installation von 150 bis 180 REpower Windturbinen der 5 bzw. 6 MW-Klasse mit einem Rotordurchmesser von 126 m vor. Die Anlagen sollen auf einer Fläche von rund 150 km² in Wassertiefen zwischen 26 - 34 m installiert werden.

Ebenfalls Dezember 2008 beendet die REpower Systems AG (die sich seit 2007 zu 87 % im Besitz des indische Windkraftanlagen- und Turbinenherstellers Suzlon Energy befindet) in Bremerhaven die Montage und die Hallentests der ersten drei Turbinen des Offshore-Typs REpower 6M. Die Anlagen mit je 6 MW Nennleistung sollen Anfang 2009 im Bürgerwindpark Westre der Grenzstrom Vindtved GmbH & Co. KG, an der 200 Kommanditisten der Gemeinden Westre, Ellhöft und dem dänischen Lydersholm beteiligt sind, errichtet werden, um sie einem umfangreichen Testprogramm sowie der Typenprüfung nach DIBT-Richtlinie zu unterziehen (s.d.).

Im Februar 2009 unterzeichnet RWE mit REpower einen Rahmenvertrag über die Lieferung von bis zu 250 Anlagen vom Typ REpower 5M und 6M, die ab 2011 überwiegend im Feld Innogy Nordsee 1 aufgestellt werden sollen. Die ersten Turbinen sollen 2015 den Betrieb aufnehmen, während die Fertigstellung des gesamten Parks für 2017 geplant ist. Die Gesamtinvestition für das Projekt liegt bei rund 2,8 Mrd. €.

2009

Schon Ende 2008 zeigt sich, daß auch die Offshore-Pläne von der Finanz- und Kreditkrise betroffen sind. Verhandlungen, insbesondere bei den teuren Offshore-Vorhaben, geraten ins Stocken. Die Windkrafterzeuger in Deutschland sprechen daraufhin den Staat um Hilfen an.

Anfang 2009 findet im Bundesumweltministerium ein weiterer ‚Offshore-Gipfel’ zu den Finanznöten der Öko-Stromer statt, der zum Ergebnis hat, daß im neuen Konjunkturpaket II auch die Off-Shore-Branche berücksichtigt werden soll.

Einiges an Gegenwind verzeichnet auch der Windpark Nordergründe von Energiekontor AG, der 18 große 5 MW Anlagen in die Wesermündung umfassen wird und eines der beiden Projekte innerhalb der 12-Seemeilen-Zone in der deutschen Nordsee darstellt. Die Planungen für dieses Projekt beginnen 1999. Das zweite Projekt ist der Windpark Borkum Riffgrund West, der in der ausschließlichen Wirtschaftszone errichtet werden soll (s.u.).

Im Juli 2007 kann die Finanzierung des 15 km nordöstlich der Insel Wangerooge und nördlich von Wilhelmshaven gelegenen Offshore-Projekts Nordergründe nur mit Hilfe einer niederländischen Bank NIBC sichergestellt werden. Im April 2008 wird mit dem Anlagenhersteller REpower Systems AG ein Vertrag über die Lieferung und Inbetriebnahme der 18 Anlagen unterzeichnet, und im Oktober 2008 wird die Errichtung und der Betrieb durch das Gewerbeaufsichtsamt Oldenburg genehmigt.

Im Laufe des Jahres 2009 und Anfang 2010 werden diverse weitere Verträge unterzeichnet: mit Züblin über die Errichtung der Windkraftanlagen mit Siemens über die Herstellung und Lieferung des Transformators und die Herstellung und Lieferung der elektrotechnischen Komponenten, sowie mit der Firma Technocean über die Verlegung der internen Verkabelung.

Der Offshore-Windpark Borkum Riffgrund West, der ebenfalls von der Energiekontor AG geplant wird, liegt 50 km nordwestlich von Borkum und umfaßt eine Fläche von 30 km² bei Wassertiefen von 29 - 33 m. Das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) genehmigt den Windpark im Jahr 2004, über konkrete Umsetzungen liegt mir bislang noch nichts vor.

Ebenfalls schon 2004 wird vom BSH der Offshore-Windpark Sandbank 24 genehmigt, ein von der Sandbank Power GmbH & Co. KG geplanter Windpark mit zunächst 80 Windenergieanlagen in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone der Nordsee. Er liegt 90 km westlich der Insel Sylt, umfaßt eine Fläche von 59 km² und hat Wassertiefen von 22 – 38 m.

2007 kann die Genehmigung für die Errichtung und den Betrieb der Pilotphase auf 96 Anlagen erweitert werden, und im November 2009 erteilt das BSH die 1. Freigabe nach dem BSH-Standard „Konstruktive Ausführung von Windenergieanlagen“.

Im März 2010 wird mit dem Windenergieanlagen-Hersteller Vestas eine verbindliche Reservierungsvereinbarung für 96 Stück V90-Turbinen mit je 3 MW Leistung getroffen. Für eine zusätzliche Erweiterung um 40 Anlagen wird von der Schwestergesellschaft Sandbank Power Extension GmbH & Co KG ein Gerichtsverfahren gegen die Genehmigungsbehörde BSH angestrengt.

Der neu geplante 400 MW Windpark Global Tech I liegt in der Deutschen Bucht in der Nordsee, ca. 110 km nordwestlich von Cuxhaven und rund 93 km von der Küste entfernt. Das Meer weist dort eine Wassertiefe von 39 - 41 m auf. In zwei Bauabschnitten bis 2013 sollen hier 80 Windenergieanlagen vom Typ Multibrid M5000 mit jeweils 5 MW Leistung errichtet werden. Das Investitionsvolumen des Gesamtprojekts der Nordsee Windpower GmbH & Co. KG aus Westerholt beläuft sich auf rund 1,3 Mrd. €. Die Bau- und Betriebsgenehmigung durch das BSH ist bereits seit 2006 erteilt. In mehreren Baustufen sollen später weitere 240 WEA aufgestellt werden.

Anfang 2009 verdoppeln die Stadtwerke München (SWM) ihre regenerative Stromerzeugung durch eine 24,9 %-ige Beteiligung an der Projektgesellschaft Wetfeet Offshore Windenergy GmbH aus Wolfschlugen, welche für die Errichtung und den Betrieb des Global Tech I Windparks zuständig ist. Ein weiterer Partner mit ebenfalls 24,9 % ist die HEAG Südhessische Energie AG (HSE). Zu dem Konsortium gehören außerdem die Schweizer EGL AG, die Norderland Projekt GmbH, die Windreich AG, STRABAG und AREVA Multibrid.

Mitte 2010 wird der Auftrag für die Verlegung der Kabel zur Übertragung der gewonnenen Energie an ein Konsortium aus Siemens Energy und dem Kabelhersteller Prysman Powerlink vergeben und mit den Bauarbeiten auf Norderney und bei Hilgenriedersiel begonnen. Mit der Errichtung des Windparks selbst soll 2011 begonnen werden, die Fertigstellung ist für das Frühjahr 2013 vorgesehen.

Im März 2009 verzeichnet Siemens den größten Auftrag seiner Unternehmenshistorie. Der Konzern soll dem dänischen Energiekonzern Dong Energy bis zu 500 Windenergie-Anlagen der 3,6 MW-Klasse mit einer Gesamtleistung von bis zu 1.800 MW für geplante Offshore-Windparks in Nordeuropa liefern. Das Auftragsvolumen wird in Branchenkreisen auf deutlich über 2 Mrd. € geschätzt.

Dong Energy hat etwa die Hälfte aller bislang in Betrieb befindlichen Offshore-Windparks errichtet und kooperiert seit 1991 mit Siemens, als die beiden Unternehmen den weltweit ersten Offshore-Windpark Vindeby in Dänemark errichteten (s.d.).

Welche Projekte wann und an welchen Standorten umgesetzt werden sollen, will Dong abhängig vom weiteren Fortschritt der Genehmigungsverfahren und der länderspezifischen wirtschaftlichen Rahmenbedingungen entscheiden.

Im August 2009 genehmigt das BSH den 400 MW Offshore-Windpark Gode Wind II in der Nordsee, der von der Firma PNE WIND AG in Cuxhaven (früher Plambeck Neue Energien AG) seit 2004 projektiert wird. Militärische Nutzungsansprüche für das geplante Gebiet können erst nach langwierigen Gesprächen ausgeräumt werden. Der Realisierungsbeginn für Gode Wind II wird für 2011/2012 angestrebt.

Bei dem 33 km nördlich von Norderney gelegenen Projekt, das eine Fläche von 37 km² umfaßt, sollen bis zu 80 Windenergieanlagen errichtet werden. Gode Wind II grenzt unmittelbar an das bereits genehmigte Offshore-Windpark-Projekt Gode Wind I, das ebenfalls der PNE WIND AG gehört. In beiden Projekten können zusammen 160 Anlagen mit einer Nennleistung von bis zu 800 MW errichtet werden. 

2007 werden 90 % der Anteile des Projekts Gode Wind I an Gesellschaften des niederländischen Konzerns Econcern N.V. verkauft. Nachdem dieser im Mai 2009 in Insolvenz geht, gelingt es der PNE wieder alleiniger Anteilsinhaber der Projektgesellschaft zu werden. Die Bedingungen muten etwas befremdlich an: Die PNE WIND AG zahlt einen einstelligen Millionenbetrag in Euro, der sich bei bestimmten Voraussetzungen um einen nochmals gleich hohen einstelligen Millionenbetrag erhöhen kann. Zeitgleich werden verschiedene Verträge zur Realisierung des Offshore-Windpark-Projektes Gode Wind II abgeschlossen.

Im April 2010 gewinnt die PNE die Energy Bankers à Paris (EBAP) als Finanzberater - wodurch nun auch die Finanzierung umgesetzt werden kann.

Die Siemens-Division Renewable Energy – laut eigenem Bekunden Weltmarktführer für Offshore-Windanlagen – kooperiert ab September 2009 mit dem norwegischen Energiekonzerns StatoilHydro bei der Entwicklung einer schwimmenden Windkraftanlage (Floating Wind Turbine). Der erste Hywind Prototyp mit einer Leistung von 2,3 MW, einer Nabenhöhe von 65 m und einem Rotordurchmesser von 82 m wird im Juni 2009 im Åmøy Fjord, rund 10 km südöstlich der Insel Karmøy in Norwegen in einer Wassertiefe von 220 m errichtet und gilt als weltweit erste schwimmende Windenergieanlage. Ihre Masse beträgt 5.300 t.

Bei der Hywind-Technologie wird das Spar-Buoy-Konzept umgesetzt, ein unterseeischer Schwimmkörper aus Stahl und Beton mit Ballasttanks, wie er bei schwimmenden Bohrinseln schon seit vielen Jahren eingesetzt wird. Der Schwimmer, ein 120 m langes Stahlrohr das bis 100 m unter die Wasseroberfläche reicht, zieht die ganze Konstruktion so tief ins Wasser hinab, bis ihr Schwerpunkt weit unter der Oberfläche liegt. Dies verhindert, daß das Windrad bei Wellengang stark hin- und herschwankt. Durch die Ballasttanks läßt sich der Schwerpunkt auch exakt einstellen. Außerdem wird das Windrad mit drei flexiblen Stahltrossen an Ankern auf dem Meeresboden vertäut damit es nicht abtreibt. StatoilHydro ist für den Unterwasser-Teil der Anlage zuständig, während Siemens die Lieferung von Mast und Turbine übernimmt.

Im September 2009 beginnt nach der offiziellen Einweihung durch den norwegischen Ölminister Terje Riis-Johansen ein zweijähriger Testbetrieb der Hywind-Anlage, die in Wassertiefen von 120 – 700 m errichtet werden kann.

Kurz vor der Wahl 2009 beschließt die Bundesregierung den Bau von 40 Offshore-Windparks in Nordsee und Ostsee jenseits der Zwölf-Meilen-Küstenlinie, die zusammen mehr als 12.000 MW Windenergie erzeugen sollen. Hierfür soll eine Fläche von insgesamt hundert Quadratkilometern bereitgestellt werden. Von den 40 Windparks sind 30 in der Nordsee und zehn in der Ostsee geplant. Die meisten Windparks werden in den sogenannten Vorranggebieten in der Nordsee entstehen.

Kritische Experten werfen der Regierung jedoch vor, wichtige Weichen für die Energierevolution nicht gestellt zu haben - und die Versäumnisse nun mit pompösen Versprechen kaschieren zu wollen. 22 der Offshore-Windparks sind außerdem bereits genehmigt, und die nun diskutierte Offshore-Strategie geht klar auf Rot-Grün zurück.

Anläßlich der Europäischen Offshore-Windkonferenz im September 2009 in Stockholm präsentiert Siemens mit dem Modell SWT-3.6-120 eine neue Offshore-Windenergieanlage der 3,6 MW-Klasse mit einem Rotordurchmesser von 120 m, die auf der bewährten Technologie des SWT-3.6-107 Modells basiert, die als weltweit erfolgreichste Windenergieanlage gilt. Siemens hat bislang 100 seiner 3,6 MW Turbinen installiert und weitere 700 im Auftragsbestand.

Inzwischen ist auch klarer, was mit den Anlagen aus dem Liefervertrag mit Dong Energy passieren soll: 175 Stück werden in der ersten Phase des britischen Offshore-Projektes London Array installiert, während weitere 51 Stück im Offshore-Windpark Walney II, ebenfalls in Großbritannien, errichtet werden (s.d.).

2010

Im Januar 2010 fällt die RWE AG die Investitionsentscheidung zum Bau des Offshore-Windparks Nordsee Ost, und RWE Innogy GmbH wird im Laufe des Jahres mit den bauvorbereitenden Maßnahmen beginnen. Der bereits genehmigte 295 ME Windpark soll rund 33 km nordöstlich der Insel Helgoland auf einer Fläche von rund 34 km² entstehen. In Wassertiefen von 22 - 25 m sollen insgesamt 48 Turbinen je 6,15 MW errichtet werden. Mit dem Bau des Windparks wird in 2011 gerechnet, die vollständige Inbetriebnahme des Windparks ist für 2013 geplant.

Dieses Projekt wurde unter dem Namen Nordsee Ost von der Essent N. V. entwickelt und 2004 vom BSH genehmigt. 2009 wird es zu 100 % von Innogy übernommen. Im Dezember 2009 vergibt das Unternehmen den Auftrag zum Bau eines Konstruktionsschiffes für den Offshore-Windpark – mit einer Option auf zwei weitere Schiffe – an die koreanische Werft Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering (DSME).

Die Investitionssumme des Windfarm-Projekts liegt bei rund 1 Mrd. €, wobei die EU die Realisierung von Nordsee Ost als eines der Leuchtturmprojekte im Bereich der erneuerbaren Energien in Europa mit insgesamt 50 Mio. € unterstützt.

Bereits im Februar 2010 unterzeichnen REpower und RWE Innogy einen Vertrag über die Lieferung von 48 Offshore-WEA des Typs REpower 6M mit einer Gesamtleistung von rund 295 MW. Nordsee Ost ist damit das erste Projekt aus dem im Februar 2009 zwischen REpower und RWE Innogy geschlossenen Rahmenvertrag über die Lieferung von bis zu 250 Offshore-Turbinen. Im Juni folgt ein Vertrag mit Aker Verdal, Tochter des norwegischen Bau- und Technologiekonzerns Aker Solutions AS, zur Lieferung von 48 Gitterstruktur-Fundamenten (Jacket-Fundamente), von denen die ersten im Herbst 2011 im Offshore-Basishafen von RWE Innogy in Bremerhaven eintreffen. Jedes dieser Fundamente hat eine Gesamthöhe von rund 50 m und ein Gesamtgewicht von ca. 550 t. Der Auftragswert liegt bei rund 115 Mio. €.

Im August 2010 folgt die Unterzeichnung eines 10 Mio. € Vertrages zwischen RWE Innogy und ABB zur Lieferung von rund 63 km Unterwasserkabel, um die 48 Windturbinen von Nordsee Ost untereinander zu vernetzen und mit einem Umspannwerk auf See zu verbinden.

Ebenfalls im Februar 2010 beschließt der Bremer Senat den Bau einer Umschlagsanlage für die Offshore-Industrie bis zum Jahr 2014 in Bremerhaven an der Weser. Im nächsten Schritt wird das Planfeststellungsverfahren vorbereitet.

Im März 2010 wird bekannt, daß Siemens Energy in Großbritannien eine neue Produktionsstätte für Offshore-Windenergieanlagen errichten wird um die wachsende Nachfrage nach Windturbinen für britische Offshore-Projekte zu bedienen (s.d.). Das Unternehmen verfügt derzeit über einen Auftragsbestand von mehr als 3 GW für Offshore-Projekte. Bereits 2007 hat Siemens im US-Staat Iowa eine Rotorblattfabrik eröffnet, und in Kansas baut der Konzern derzeit eine Produktionsanlage für die Maschinenhäuser. Mitte 2010 will Siemens außerdem eine Produktionsstätte für Windenergieanlagen in China in Betrieb nehmen. Darüber hinaus kündigt das Unternehmen den Bau einer Produktion in Indien an, wo in etwa zwei Jahren die ersten Turbinen gebaut werden sollen. Darüber werde ich mehr in der jeweiligen Länderübersicht berichten (in Arbeit).

Enova entwickelt und realisiert seit 1999 den 108 MW Offshore Windpark Riffgat in der 12-sm-Zone der Nordsee, ca. 15 km nordwestlich der ostfriesischen Insel Borkum. 2004 beteiligt sich der Oldenburger Energiedienstleister EWE AG an dem Projekt, und Anfang 2008 erteilt das örtliche Gewerbeaufsichtsamt einen positiven Vorbescheid für die Aufstellung von 44 Offshore-Anlagen.

Zeitweilig behindern Grenzstreitereien zwischen Deutschland und den Niederlanden das Projekt. In ungewöhnlich scharfen Ton rügt der niederländische Außenminister Maxime Verhagen das deutsche Vorgehen, das nicht mit europäischen Rechtsvorschriften vereinbar sei. Außerdem würden die über 100 m hohen Windkraftwerke vor der Nordseeinsel Schiermonnikoog gegen die niederländische Horizontschutzpolitik verstoßen.

Im April 2010 beauftragen Enova und EWE die Siemens Energy mit der Lieferung von 30 Windenergieanlagen des Typs Siemens 3.6-120 (3,6 MW). Außerdem wird vereinbart, daß Siemens die Windturbinen montieren, anschließen, in Betrieb nehmen und für zunächst fünf Jahre warten wird. Im September erteilt das Gewerbeaufsichtsamt Oldenburg die Baugenehmigung.

Die Errichtungsarbeiten auf der 6 km² großen Fläche werden voraussichtlich 2011 beginnen, und die Inbetriebnahme ist für Ende 2012 geplant. Das Investitionsvolumen beträgt nach derzeitigen Planungen rund 480 Mio. €.

Am Rande der Feierlichkeiten zur Inbetriebnahme von alpha ventus im April 2010 (s.o.) kündigt REpower an, aufgrund der großen Nachfrage nach Offshore-Anlagen mit Planungen zur Ausweitung der Produktionskapazitäten zu beginnen, um innerhalb von 16 bis 18 Monaten die Produktion verdoppeln oder verdreifachen zu können. Bis zu diesem Zeitpunkt hat das Unternehmen, dessen Standort Bremerhaven für eine Jahresproduktion von rund 100 Anlagen ausgelegt ist, erst 26 Anlagen der Typen 5M und 6M on- und offshore installiert.

Im Mai 2010 beteiligt sich Nordex mit rund 40% an der Projektgesellschaft zur Entwicklung des Offshore Windparks Arcadis Ost 1, der innerhalb der 12-Seemeilen-Zone in der deutschen Ostsee, 17 km nordöstlich von Rügen errichtet werden soll. Mehrheitsgesellschafter der Projektgesellschaft ist die WV Energie AG, eine 50 %-ige Tochter der Wintershall AG, während die anderen 50% von mehr als 200 deutschen Versorgungsunternehmen gehalten werden.

In der ersten Baustufe sollen in Wassertiefen von ca. 40 m rund 70 WEA mit einer Gesamtleistung von mind. 300 MW errichtet werden. Die Genehmigung wird für das Jahr 2011 erwartet, und die Errichtung der ersten Anlagen ist für das Jahr 2014 geplant. Nordex hat bereits 2009 mit der Entwicklung einer neuen Großanlage für den Offshore-Einsatz begonnen.

Siemens übernimmt im Juni 2010 49 % der Anteile an A2SEA A/S, einem Anbieter von Dienstleistungen für den Bau von Offshore-Windparks mit Sitz in Fredericia, Dänemark. Mehrheitsaktionär bleibt der dänische Energieversorger DONG Energy, von dem Siemens die Anteile übernimmt. Der Abschluß ist für das vierte Quartal 2010 vorgesehen. Der Kaufpreis der Anteile beträgt rund 115 Mio. € und wird von Siemens in zwei Raten in den Jahren 2010 und 2011 abbezahlt.

Mitte 2010 erhält der Technologiekonzern ABB von dem Übertragungsnetzbetreiber transpower, ein Tochterunternehmen des niederländischen Netzbetreibers TenneT B.V., einen Auftrag zur Anbindung von Windparks in der Nordsee, dessen Auftragssumme auf rund 700 Mio. $ beziffert wird. Die Windparks, die in dem Cluster DolWin1 liegen, haben eine Kapazität von 800 MW und sollen an das deutsche Stromnetz angeschlossen werden. Im Rahmen des Projekts wird ABB die System-Entwicklung einschließlich Design, Lieferung und Installation der Offshore-Plattform, der Offshore- und Onshore-Umrichterstation sowie die Lieferung und Verlegung der See- und Landkabel verantworten. An diesen Netzanschluß wird zunächst der Windpark Borkum-West II angeschlossen.

Ein weiterer Auftrag namens HelWin1 wird an ein Konsortium aus Siemens Energy und Prysmian Powerlink vergeben. Mit den beiden Netzanschlußprojekten, in die transpower einschließlich erforderlicher Nebenleistungen insesamt mehr als 1,5 Mrd. € investiert, entsteht eine Übertragungskapazität von 1.376 Megawatt für die Anbindung von Offshore-Windparks ans Netz. Der Anschluß in der östlichen Nordsee wird zunächst den Windpark Nordsee Ost anbinden (s.o.).

In beiden Projekten führen von den Windparks Seekabel zu einer Konverterplattform auf See, wo der im Windpark erzeugte Drehstrom in Gleichstrom umgewandelt wird, bevor er über eine Kabelverbindung zu einem neu zu errichtenden Umspannwerk fließt. Dort wird der Windstrom wieder in Drehstrom umgewandelt und anschließend in das Höchstspannungsnetz eingespeist. Beide genannten Anschlüsse sollen im Jahr 2013 zur Verfügung stehen. Die Namen der Projekte setzen sich zusammen aus Bor für Borkum, Dol für Dollart, Hel für Helgoland und Win für Wind. Mit der folgenden Zahl wird das jeweilige Gesamtprojekt nummeriert, die Konverterstation auf See erhält eine Zusatzbezeichnung aus dem griechischem Alphabet (z.B. HelWin alpha).

Im Rahmen des Netzanschlusses BorWin1 verlegen ABB und Transpower in Deutschland erstmals 125 km HGÜ-Kabel im Meer, welche den Offshore-Windpark BARD Offshore 1 (s.o.) mit dem europäischen Verbundnetz verbinden. Die Leitung, die aus einem 75 km langen Erd- und einem 125 km langen Seekabel besteht, kann bei einer symmetrischen Betriebsspannung von 150 kV eine maximale Leistung von 400 MW übertragen.

Vattenfall und die Stadtwerke München (49 %) und der schwedische Energiekonzern Vattenfall (51 %) unterzeichnen im Jui 2010 die Absichtserklärung für die Gründung eines Joint Ventures namens DanTysk Offshore Wind GmbH zum Bau des 288 MW Nordsee-Windparks DanTysk, der auf einer Fläche von 70 km² mit 80 WEA etwa 70 km westlich der Insel Sylt in 27 – 33 m Wassertiefe errichtet werden soll. Vattenfall ist für den Bau und den Betrieb des Windparks verantwortlich, Siemens übernimmt die Installation und die Inbetriebnahme der Anlagen. Im Oktober erhält Siemens Energy den Auftrag über die Lieferung von 80 Windenergieanlagen des Typs SWT-3.6-120, und die Installation der Anlagen soll 2012 beginnen. Die Fertigstellung ist für den Winter 2013/2014 vorgesehen.

Im September 2010 verabschiedet die Bundesregierung ein Energiekonzept, das u.a. ein Sofortprogramm für den Bau neuer Leitungen enthält, mit dem Offshore-Windparks rentabel werden sollen. Zusätzlich gibt es Kredite der bundeseigenen KfW-Bank in Höhe von rund 5 Mrd. €, um die Realisierung der ersten zehn Windparks vor der deutschen Küste zu fördern.

Die FC Windenergy GmbH, eine 100 %-ige Tochter der Windreich AG, übernimmt im Oktober 2010 zwei Drittel der Gesellschafteranteile anderer Projektentwickler an der Nordsee Offshore MEG I Windenergy GmbH. Da Windreich von Anbeginn an ein Drittel der Anteile hält, befindet sich das Projekt nun in einer Hand. Der bereits im August 2009 genehmigte MEG Offshore I Windpark, etwa 45 km nördlich der Insel Borkum gelegen, soll mit 80 Windkraftanlagen vom Typ Multibrid M5000 je 5 MW Nennleistung zügig realisiert werden.

Zu gegebener Zeit werde ich eine internationale Übersicht verfassen und hier veröffentlichen (in Arbeit).

Grenzen der Windenergienutzung

Windenergieanlagen werden teurer als andere Kraftwerke, da sie stabil genug gebaut werden müssen um auch den stärksten Windgeschwindigkeiten widerstehen zu können. Die wegen des unterschiedlichen Windaufkommens und der ebenfalls stark unterschiedlichen Windgeschwindigkeiten notwendigen komplizierten Kontroll- und Regelsysteme sind ebenfalls teuer (Beispiele: Drehzahlstabilisierung durch laufend zu variierende Rotorstellung, steuerbare Synchrongeneratoren u.a.).

Die Kosten einer einfachen 3 MW-Serien-Windenergieanlage bei einer veranschlagten Lebensdauer von 30 Jahren betragen etwa 3 Mio. DM. Für Wartung und Unterhalt sind pro Jahr etwa 1,8 % der Investitionssumme aufzuwenden (Stand 1976). Im Jahr 1994 wird der Preis einer 500-kW-Anlage mit rund 1 Mio. DM angegeben. Der Anschluß an das Stromnetz muß aber ebenfalls bezahlt werden, das sind – meist entfernungsabhängig – 50.000 bis 300.000 DM (diese Anlagen gehen dann in der Regel in den Besitz der jeweiligen Elektroversorgungsunternehmen über!). Dazu kommen noch relativ hohe Versicherungskosten (Haftpflicht-, Maschinen- und  Betriebsunterbrechungsversicherung). 1999 schätzt das Institut für Solare Energieversorgungstechnik (ISET), daß nach 10 Jahren Betriebszeit – wie bei anderen Kraftwerken auch – Ersatzinvestitionen in Höhe von 40 % der Anfangssumme fällig werden, darunter auch ein kompletter Rotorblatt-Tausch.

1998 hatte das ISET bereits berechnet, daß eine WKA erst bei mindestens 2.000 Vollaststunden im Jahr in die Gewinnzone kommt – bei der (damaligen) Einspeisevergütung von 16,8 Pfennig je kWh. 1999 beanstandet der Brüsseler EU-Wettbewerbskommissar Van Miert diese rechtlich nicht notifizerte ‚Beihilfe’. Wettbewerbskommissar Monti leitet Mitte 2000 ein Vertragsverletzungsverfahren ein.

Konventionelle Anlagen müssen der Windrichtung nachgeführt werden, der Rotordurchmesser ist auf etwa 60 m beschränkt (Stand 1976). Bereits 1999 wird aber von einem technisch erreichbaren Rotordurchmesser bis zu 100 m gesprochen, was einen Nennleistung von etwa 4 – 5 MW entspricht. Alleine schon der Schwerlast-Transport derartiger Anlagen zum Aufstellungsort ist oft mit großen logistischen Problemen und zusätzlichen Kosten verbunden. Das Lastmanagement der Netzbetreiber benötigt seinerseits einen hohen Regelaufwand zur Einbeziehung von Windenergie ins Netz.

Unter der ständigen raschen Wechselbelastung wird die Ermüdungsfestigkeit der Rotorblätter stark beansprucht. Negativ wirkt sich bei starken Stürmen auch das hohe Gewicht der vielblättrigen Windrotoren aus. Es besteht in allen Fällen eine Gefährdung durch möglicherweise abbrechende Rotorblätter. Ist der Rotor nicht hinter dem Turm angebracht (s. Hütter-Rotor/USA), erfolgt auch eine z.T. sehr starke Materialermüdung der Gesamtkonstruktion durch die von den Flügeln auf den Turm übertragenen Schwingungen.

Da in Bodennähe durch Bodenrauhigkeit und Unstetigkeiten z.T. starke Turbulenzen entstehen, nimmt die durchschnittliche Windgeschwindigkeit dort oftmals stark ab. Eine Mindesthöhe von über 60 m sollte eine Anlage daher haben, sonst kann sie kaum effizient funktionieren. Soll die Stromversorgung für große Städte erfolgen, so wäre sogar eine Höhe von 200 m erforderlich, da es darunter kaum brauchbare Winde gibt. Im Gegenzug steigt mit der Höhe auch die Anfälligkeit für Blitzschlag. 1995 wurden etwa 80 % der von Versicherungen beglichenen Schadenskosten durch Blitze verursacht. Dabei werden zumeist entweder die Flügel zerstört oder es wird die ganze Gondel bzw. Kanzel in Brand gesetzt. Einige dieser Kanzeln gehen auch aufgrund technischer Defekte in Flammen auf - und manchmal haben die Anlagen ihre Fundamente herausgerissen und sind umgekippt.

Es gibt auch eine bundesweite Datenbank der Windrad-Unfälle zwischen 1997 und 2006, zusätzlich zu einigen Auslandsereignissen, die für den Bundesverband Landschaftsschutz BLS zusammengestellt wurde und einige Jahre Online verfügbar war. Die Seite wurde inzwischen kommentarlos eingestellt. Man fragt sich, warum...

Viele Menschen sehen in Windkraftwerken trotz ihrer Umweltfreundlichkeit eher eine ‚Umweltverschandelung’, besonders in Bezug auf große MW-Verbundsysteme. Oft wird die Beeinträchtigung des Landschaftsbildes beklagt („Verspargelung“). Zum Vergleich: in Deutschland gibt es 1997 etwa 150.000 Hochspannungsmasten. Teilweise unterliegen Immobilien in der Nähe von Windenergieanlagen einer Entwertung. „Windturbinen sind in der dichtbesiedelten Bundesrepublik eine sozial unverträgliche, umweltfeindliche und damit auch menschenfeindliche Technik“ (Prof. Otfried Wolfrum, TH Darmstadt, 1997). Anfang 1999 unterzeichnen etwa 80 Hochschullehrer und Schriftsteller das ‚Darmstädter Manifest gegen den ökologisch wie ökonomisch sinnlosen Ausbau der Windkrafttechnologie’, das bereits am 01. September 1989 in Bonn vorgestellt worden war. Es wird darin behauptet, daß die Konverter das Landschaftsbild zerstören, die Immobilienpreise sinken lassen und bei den Anwohnern Krankheiten wie Herzrhythmusstörungen verursachen.

Das Oberverwaltungsgericht Münster verwies in einem Urteil auf die schädliche ‚Vorbildwirkung’, die von einer genehmigten Windkraftanlage ausgehe. Allerdings hob das Bundesverwaltungsgericht in Berlin dieses Urteil 1983 wieder auf.

Allerdings bekommen auch Bauherren kleinerer, privater Windenergieanlagen oftmals Schwierigkeiten mit den Baubehörden, die ihnen nicht selten die Baugenehmigung mit Umweltschutzargumenten verweigern. Zu diesen gehört auch die Behauptung, daß Windkraftwerke regelrechte ‚Vögelhäckselmaschinen’ sind – was allerdings durch mehrere Untersuchungen als unzutreffend bewiesen wurde. An der Nordseeküste wurden innerhalb von 19 Monaten 1989/1990 an sieben Standorten mit insgesamt 130 Windkraftanlagen lediglich 32 Vogelopfer gezählt. Bei einer weiteren Überprüfung 1991 wurden bei 66 Windkraftanlagen innerhalb von 9 Monaten nur 16 tote Vögel aufgefunden, die eindeutig von den Rotoren der Anlagen erschlagen wurden.

Im selben Zeitraum wurden im Schatten des Sylter Funkmastes ‚Puan Klent’ 418 tote Vögel gefunden. Und noch wesentlich höher sind die Verluste bei Bohrinseln, die durch ihre flutlichtartigen Scheinwerfer regelrechte Todesfallen für Vögel werden. Der Ornithologe Harro J. Müller aus Hamburg musste bei einer Messung im Oktober 1979 auf der Forschungsplattform ‚Nordsee’ in der Deutschen Bucht feststellen, daß bei einem nächtlichen Massenzug von rund 100.000 Vögeln binnen sechs Stunden über 2.500 Tiere tödlich gegen die Aufbauten und Lampen der Plattform prallten.

1991 spricht der Deutsche Naturschutzbund davon, daß die Hindernisse in der Landschaft für erhebliche Irritationen bei Zugvögeln sorgen, was zu Richtungsänderungen beim Vogelzug führen könnte. Die Norddeutsche Naturschutzakademie untersucht die ‚Beeinträchtigung des Brutverhaltens des Wiesenpiepers’. Naturschutzbehörden in Dithmarschen lassen an Abspannseilen Hunderte bunter Fähnchen zur Warnung anfliegender Vögel anbringen. (Im selben Jahr wurde nahe Cuxhaven ein 271 m hoher Fernsehturm ohne weitere Auflagen genehmigt!).

Bei großen ‚Windfarmen’ sind die Folgen auf das Wettergeschehen nicht bekannt und können auch nicht vorhergesehen werden. Sehr große Verbundsysteme könnten daher einen folgenschweren Eingriff in die klimatischen Natur­prozesse bedeuten. Außerdem werden bei derartig umfangreichen Anlagen auch Störungen im Fernsehempfang befürchtet. Schon Einzelanlagen können auf den Mattscheiben flirrende ‚Geisterbilder’ erzeugen.

Die 60 m langen Rotorblätter einer neuen Boone-Windanlage (s. USA) erzeugten ein Geräusch, das eigentlich unterhalb der menschlichen Hörschwelle liegen sollte. Trotzdem machte es sich als ein die Anwohner sehr stark störendes Pfeifen und Sausen bemerkbar. Hinzu kam, daß im Umkreis von mehreren Kilometern die Fensterscheiben und das Geschirr in den Schränken zu klirren begann. Die Untersuchungen identifizierten diese Geräuschbelästigung als Bestandteil des von den Rotoren erzeugten Infraschalls. Der Lärmteppich, den Windkraftanlagen erzeugen können, kann sich im nichthörbaren Bereich bis 300 Hz erstrecken.

Der Lärm von Windrotoren kann vom tiefen Brummen bis zum schrillen Pfeifen reichen, außerdem kann es bei einem bestimmten Sonnenstand durch Reflexion zu unangenehmen Dauerblitzen kommen. Dies ist vielleicht mit ein Grund dafür, daß langsam drehende Anlagen von der Bevölkerung meist positiver bewertet werden. Das Verwaltungsgericht Hannover entscheidet Ende 1999, daß Windkraftwerke auch im Umfeld von Wohnanlagen, die bis an den Ortsrand reichen, errichtet werden dürfen, die Nachbarn müssen etwaige Geräusche oder optische Effekte entschädigungslos hinnehmen.

Trotz einer schon stark eingegrenzten Beschränkung auf geeignete Standorte geben Windenergieanlagen zeitlich stark schwankende Energiebeträge ab und benötigen daher in Verbindung mit dem Versorgungsnetz entsprechende Speichersysteme zur Überbrückung von ‚Windstillen’. Durch die noch vorherrschenden Technologien bevorzugen es die Betreiber außerdem, als Schutz vor Sturmschäden ihre Anlagen schon bei relativ niedrigen Windgeschwindigkeiten abzuschalten.

Das Deutsche Windenergie-Institut in Wilhelmshaven errechnete im Auftrag von Greenpeace, daß sich mit 2.500 großen Windkraftanlagen zehn Prozent des deutschen Nettostromverbrauches decken ließen. Benötigt würden dazu etwa 1.900 Quadratkilometer Bauland, mithin mehr als die Gesamtflächen von Hamburg und Berlin zusammen. Bauflächen dieser Größenordnung sind aber kaum noch zu erschließen: Einerseits werden die meisten windgünstigen Standorte bereits genutzt, andererseits nehmen Anwohnerproteste gegen die weithin sichtbaren Windanlagen stetig zu.

Die Studie der Deutschen Energie Agentur von 2006 zeigt außerdem, daß Windkraft ein vergleichsweise teures Mittel im Kampf gegen den Klimawandel ist, da andere Methoden das selbe Resultat mit einem Bruchteil der Investitionen erreichen könnten.

Und letztendlich funktionieren selbst die besten Anlagen nur dann, wenn der Wind weht...

Im Mai 2010 schließen sich 413 Verbände und Vereine aus 21 europäischen Ländern - womit Hunderttausende von Bürgern repräsentiert sind -  zu einer europäischen Plattform gegen Windkraftanlagen (EPAW) zusammen.

Ein unabhängiges Portal für Organisationen, Bürgerinitiativen und Privatleute in Deutschland, die sich gegen Windkraft im allgemeinen oder gegen bestimmte Windkraftprojekte aussprechen, ist windkraftgegner.de.

Im Anschluß an die bisherige Analyse der Exergie folgen nun die beiden Anhänge Energiesparen und Energiespeichern, wobei letzterer auch das sehr große Gebiet der elektrischen Mobilität umfaßt.

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