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Mittwoch, 24. Januar 2018

Windkraft

Offshore: Siemens setzt auf Partner

Von Stephan W. Eder | 6. Juni 2014 | Ausgabe 23

Im Bau von Konvertern für Offshore-Windparks sieht Siemens einen Zukunftsmarkt – obwohl die Münchener für die Pionierphase der Technik 800 Mio. € verloren.

Weit draußen auf dem Meer weht der Wind am gleichmäßigsten. Dort können Offshore-Windparks am effizientesten Ökostrom erzeugen. Doch irgendwann ist Schluss mit der üblichen Technik, mit der der erzeugte Wechselstrom an Land transportiert wird. "Ab etwa 80 km Kabellänge ist die Höchstspannungsgleichstromübertragung als Technik günstiger und technisch besser zu realisieren", erklärt Tim Dawidowsky, der bei Siemens Energy den Bereich Übertragungstechnik leitet.

Dann braucht es Konverterstationen, die den erzeugten Wechselstrom in Gleichstrom umwandeln. Siemens kennt sich aus mit normalen Umspannstationen im Offshore-Sektor: Neun Netzanbindungen von Offshore-Windparks mit 3 GW Leistung seit 2007 sprechen dafür. Was lag näher, als Konverterstationen für die Höchstspannungsgleichstromübertragung, kurz HGÜ, anzubieten.

Neben ABB und Alstom ist Siemens heute einer der wenigen Anbieter dieser Technologie. Doch der Münchner Konzern hat Federn gelassen. 800 Mio. € Miese musste der Konzern für die Lehrjahre in puncto HGÜ-Anbindung – offshore – verbuchen, wie Dawidowsky erklärte.

Konverterstationen sind von außen betrachtet riesige, gelb lackierte Stahlplattformen. Für vier davon hatte Siemens in den Anfangsjahren 2010/2011 einen Kontrakt erhalten.

Derzeit liegt die größte dieser vier Anlagen noch in der Rostocker Werft Nordic Yards: SylWind1 heißt sie, gedacht für die Offshore-Windparks Butendieck, Dan Tysk und Sandbank. 854 MW Leistung, 15 000 t schwer, hinzu kommen 10 000 für die Unterkonstruktion. 83 m lang, 56 m breit und 26 m hoch – ohne den Kran. Noch in diesem Jahr soll der Koloss durch den Skagerak zum Windfeld vor Sylt geschleppt und dort auf dem Fundament verankert werden.

Lehrgeld will Siemens für die fünfte Plattform – BorWin3 –, für die das Unternehmen just einen Kontrakt erhielt, nicht noch einmal zahlen. Früher trug der Konzern die gesamten Risiken, bei BorWin3 hat man sich als Konsortialführer auf das elektrische und elektronische Innenleben beschränkt und mit Petrofac ein erfahrenes Unternehmen aus der Öl- und Gasförderbranche ins Boot geholt. Die US-Amerikaner verantworten Bau und Offshore-Installation der zugehörigen Plattform. Siemens versucht so, das Risiko zu minimieren.

Technologisch, das glaubt Dawidowsky, könne Siemens nun die Früchte seiner Arbeit ernten. Die Stromgestehungskosten der Offshore-Windenergie lägen bei heute in Deutschland realisierten Windparks zwischen 13 Cent/kWh und 14 Cent/kWh. "Diese Kosten können in zehn Jahren je nach Standort und Ausbaugeschwindigkeit schrittweise um 30 % bis 40 % reduziert werden, auf unter 10 Cent/kWh bis 2020".

Zentraler Treiber sei die kontinuierliche technische Weiterentwicklung entlang der gesamten Wertschöpfungskette der Offshore-Windindustrie. "Die Kosten für HGÜ-Netzanschlüsse wollen wir bis 2020 ebenfalls um 30 % bis 40% reduzieren, wofür der Schlüssel in der Verkleinerung der Anlagen auf See liegt."

Umbauter Raum auf See kostet Geld. Je kleiner die Plattform, desto weniger komplex wird deren Engineering, desto weniger Stahl wird benötigt, desto einfacher und weniger aufwendig werden Transport und Installation. "Als ersten Schritt haben wir eine kompakte Gleichstromschaltanlage in gasisolierter Technik vorgestellt." Auf der SylWin-Plattform gibt es zwei Räume mit Gleichspannungstrennern in Freilufttechnik. Diese beiden Räume hätten, so Siemens, ein Volumen von 8800 m3. Mit der neuen gasisolierten Schaltanlagentechnik komme man mit 200 m3 aus, so Dawidowsky. Das mache künftige Plattformen um insgesamt 10 % kleiner.   swe

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