Deutsch
Max McArdle ist Mitautor dieses Artikels.
Stout brachte zwei führende Persönlichkeiten der Offshore-Windenergiebranche zusammen – Duncan Clark, ein erfahrener Entwickler im Offshore-Windbereich, und Philippe Kavafyan, ein versierter OEM- und Supply-Chain-Manager –, um einige der dringendsten Herausforderungen zu diskutieren, mit denen der europäische Offshore-Windsektor sowohl aus Sicht der Entwickler als auch der OEMs und der Lieferkette konfrontiert ist.
Duncan Clark blickte auf eine lange Karriere bei National Power zurück, das später zu RWE gehörte, und war zuletzt als Leiter der europäischen Entwicklungsabteilung bei Ørsted tätig, wo er die strategische Expansion und die Projektpipeline in der gesamten Region leitete. Zuvor war er als Leiter der Region UK&I tätig, wo er die Entwicklung und das Asset-Management der größten Offshore-Windparkflotte des Landes leitete. Er trat 2012 in das Unternehmen Ørsted ein, das damals noch unter dem Namen DONG Energy firmierte.
Philippe Kavafyans berufliche Laufbahn in Energie und Offshore-Windenergie erstreckt sich über mehr als drei Jahrzehnte. Von 2018 bis 2020 war er CEO von MHI Vestas Offshore Wind, dem OEM für Offshore-Turbinen, und übernahm anschließend die Leitung von Aker Offshore Wind, bevor er als Executive Director zur Muttergesellschaft Aker Horizons wechselte. In seiner früheren Karriere hatte er leitende Positionen bei General Electric und Areva Renewables inne und berät derzeit die gesamte Offshore-Windbranche, mit besonderem Fokus auf Betrieb und Wartung (O&M) sowie Anlagenmanagement.
Im Folgenden finden Sie eine Zusammenfassung ihrer Standpunkte zu jeder der fünf Fragen, die Stout gestellt hat.
Stouts Zusammenfassung des Interviews
Duncan und Philippe sind sich einig, dass sich die europäische Offshore-Windenergie mitten in einer notwendigen Neuausrichtung befindet – nach dem Boom der Jahre 2018 bis 2022, als neue Marktteilnehmer aus dem Öl und Gas-Sektor überhöhte Preise für Meeresbodenrechte zahlten, OEMs nacheinander in neue Plattformen investierten, ohne die vorherige abgeschrieben zu haben, und Regierungen Auktionsziele festlegten, die sich nur schwer mit der Realität der Lieferkette vereinbaren ließen. Das gemeinsame Konzept für die Branche basiert auf der Standardisierung von Turbinen über alle Größenordnungen hinweg, auf der Vorhersehbarkeit von Auktionen gegenüber der Preisfindung sowie auf der Erkenntnis, dass Netz, Schiffe und Arbeitskräfte mittlerweile die entscheidenden Engpässe darstellen.
Am stärksten gingen die Meinungen der Redner hinsichtlich der Rolle des Staates auseinander: Duncan vertrat einen marktorientierten Ansatz, während Philippe darauf drängte, dass die europäische Regierung Beteiligungen an den Offshore-OEMs erwerben solle, um die notwendigen Investitionen zu unterstützen. Beide waren sich jedoch einig, dass die Schwarz-Weiß-Frage, ob chinesische Turbinen zugelassen werden sollen, vom Wesentlichen ablenkt. Die eigentliche Frage ist, ob europäische Erstausrüster als glaubwürdige Lieferanten für den komplexesten und kapitalintensivsten Teil der Energiewende strukturell und wirtschaftlich nachhaltig sein können.
Nach Ansicht von Stout werden drei laufende strukturelle Veränderungen, die derzeit stattfinden, die europäische Offshore-Windindustrie im weiteren Verlauf dieses Jahrzehnts maßgeblich prägen.
Belegschaft
Alle anderen identifizierten Einschränkungen – wie Netzanbindung, industrielle Kapazitäten, Verfügbarkeit von Schiffen und Effizienz bei Betrieb und Wartung – hängen letztendlich von der Verfügbarkeit qualifizierter Fachkräfte an den richtigen Standorten ab. Die Branche wird Transformatorwickler, Blatttechniker in Küstenfabriken, Offshore-Technikerteams benötigen, die bereit sind, im Zwei-Wochen-Rhythmus auf See und an Land zu arbeiten, sowie Techniker, die die unterschiedlichen Arbeits- und Ruhezeiten bewältigen können, die bei der SOV-basierten Tiefsee-Wartung im Vergleich zum täglichen Pendeln mit CTVs erforderlich sind. Philippe warnt davor, einem 25-Jährigen heute den Einstieg in den Sektor zu empfehlen, was das deutlichste Signal ist: Eine Branche, die der nächsten Generation keine glaubwürdigen Karrierewege bieten kann, wird Schwierigkeiten haben, die Projekte zu realisieren, zu denen sie sich für die 2030er Jahre verpflichtet hat. Im Mittelpunkt der politischen Debatte stand bisher das Kapital; die Arbeitsfrage ist jedoch ebenso wichtig.
Netz
Die Windparks selbst können gebaut werden; die für den großflächigen Anschluss erforderlichen Hochspannungstransformatoren, Umspannwerke und landseitigen Verstärkungen können jedoch nicht im gleichen Projektzeitraum bereitgestellt werden. Die Lieferkette für Netzausrüstung ist durch die Nachfrage aus der umfassenden Energiewende eingeschränkt – Elektrifizierung der Wärmeversorgung und des Verkehrs, Ausbau von Rechenzentren sowie Ersatz und Leistungssteigerung der alternden Übertragungsinfrastruktur –, wobei die Offshore-Windenergie um dieselben begrenzten Fertigungs- und Ingenieurskapazitäten konkurriert. Bei Großprojekten wie Dogger Bank kosten die HGÜ-Verbindung und die Umrichterstationen genauso viel wie der gesamte Turbinenauftrag. Dennoch wird die Netzdebatte weiterhin so geführt, als sei sie eine Folge von Entscheidungen zur Stromerzeugung und nicht die zentrale infrastrukturelle Einschränkung, die darüber entscheidet, welche Erzeugungskapazitäten tatsächlich aufgebaut werden können.
Konsolidierung
Unter den Entwicklern haben sich die Öl- und Gas-Majors, die Ende der 2010er Jahre in den Sektor eingestiegen sind, größtenteils zurückgezogen oder sind sichtbar auf dem Rückzug. Es entsteht eine langfristige, von Vermögensverwaltern geführte Eigentümerstruktur, die von Betreibern von Großanlagen (Ørsted, RWE, SSE und Vattenfall) sowie großen Infrastruktur-Fonds dominiert wird. Was den Bereich OEM betrifft, hat der faktische Rückzug von GE Vernova die westliche OEM-Basis bereits auf zwei glaubwürdige Anbieter konsolidiert. Wir rechnen in den nächsten drei bis fünf Jahren mit einer weiteren Konsolidierung unter den Bauträgern und Eigentümern durch Veräußerungen und Fusionen sowie mit der Entstehung klarer definierter Spezialistenrollen. Die Investoren und Betreiber, die am besten dafür gerüstet sind, diese Konsolidierung zu meistern, sind diejenigen, die sie als strukturellen und nicht als konjunkturellen Wandel erkennen. Eine stärker konsolidierte Branche kann die Personalentwicklung kohärenter planen. Ein zuverlässigerer Ausbau des Stromnetzes verschafft der Branche die Planungssicherheit, die sie benötigt, um sich zu langfristigen Investitionen zu verpflichten. Die Akteure, die diese Interdependenz erkennen und sich entsprechend positionieren, werden am meisten von der nächsten Phase der Entwicklung der europäischen Offshore-Windenergie profitieren.
Im gesamten Artikel übernimmt Duncan Clark die Perspektive des Entwicklers, während Philippe Kavafyan die Perspektive der OEMs und der Lieferkette vertritt.
Was benötigen Entwickler heute am meisten von OEMs und der Lieferkette, was sie jedoch nicht immer erhalten? Umgekehrt, wie können Entwickler besser mit OEMs zusammenarbeiten, um den Bau und Betrieb von Windparks zu verbessern?
Die Sichtweise des Entwicklers
Die grundlegende Erwartung, dass Turbinen funktionieren, Serienfehler vermieden werden und sich die Technologie zuverlässig in komplexe, zeitkritische Offshore-Projekte integrieren lässt, sollte nicht verhandelbar sein, doch die Vergangenheit zeigt, dass solche Ausfälle bei den meisten wichtigen Komponenten aufgetreten sind. Die jüngsten Plattformprobleme von GE Vernova sind das deutlichste aktuelle Beispiel dafür, wie stark dies die Projektrenditen beeinträchtigen kann.
Das strukturellere Problem ist das Missverhältnis zwischen den Vorlaufzeiten in der Lieferkette und der Art und Weise, wie Wettbewerbsauktionen durchgeführt werden. Angesichts von Vorlaufzeiten von drei bis fünf Jahren für Turbinen und Installationsschiffe befinden sich Projektentwickler, die an Auktionen teilnehmen, in einer schwierigen Lage: In der Lieferkette konkurrieren ein Dutzend Projektentwickler um dieselben Produktionskapazitäten, wohl wissend, dass nur eine Minderheit den Zuschlag erhalten wird, und ohne die Möglichkeit, Kapazitäten rational zu reservieren und die Vertragsverhandlungen für einen einzelnen von ihnen voranzutreiben. Um die Sicherheit bei der Angebotsabgabe zu erhöhen, ist eine Zunahme von Fertigungs- und Schiffsreservierungsvereinbarungen vor der Vergabe erforderlich, was den Entwicklern gerade in dem Moment erhebliche Kosten auferlegt, in dem ihr Risikoprofil am höchsten ist. Ebenso müssen Preis- und Risikoallokationen, die vor der Angebotsabgabe vereinbart wurden, bis zur endgültigen Investitionsentscheidung (FID) und zur Ausführung eingehalten werden. Die Rückgabe des CfD-Vertrags für Vattenfall Norfolk Boreas war weniger auf das Versagen des Entwicklers zurückzuführen, sondern vielmehr darauf, dass Risiken ursprünglich nicht angemessen verteilt wurden.
Umgekehrt müssen Entwickler bei der Zusammenarbeit mit OEMs und der Lieferkette realistisch sein, was sie von der Lieferkette verlangen. Einige Angebote wurden ohne einen klaren Ansatz in Bezug auf Zins-, Rohstoff- und Lieferkettenrisiken eingereicht. Der im Rahmen der Allocation Round im Vereinigten Königreich verfolgte Ansatz, CfD-Inhaber auszuschließen, die keine endgültige Investitionsentscheidung (FID) treffen, ist ein sinnvoller Mechanismus, um eine ausgewogene Bieterdisziplin zu gewährleisten. Noch wichtiger ist, dass Entwickler die Risiken übernehmen sollten, die sie am besten bewältigen können – darunter Planung, Netzanbindung, Genehmigungen, Interessengruppen und Umweltgenehmigungen –, und die Risiken in den Bereichen Technologie, Fertigung und Schiffe denjenigen überlassen, die für diese Prozesse verantwortlich sind. Werden diese beiden Aspekte miteinander verwechselt, entsteht auf beiden Seiten ein Wertverlust.
OEM- und Supply-Chain-Perspektive
Die Lieferkette würde von einer höheren Vorhersehbarkeit erheblich profitieren. Der Zeitraum von 2018 bis 2022 war für Entwickler wie Ørsted eine wahre Glückssträhne, da Energieversorger kostengünstige Konzessionsportfolios aufbauten und diese mit erheblichen Wertsteigerungen weiterverkauften. Die OEMs standen unter ständigem Druck, größere und effizientere Turbinen zu liefern, und ab 2022 führten Zinssatzerhöhungen, Investitionskosteninflation sowie Lieferkettenstörungen zu einer erheblichen Verschlechterung der Wirtschaftlichkeit. Die Folge für die Erstausrüster war, dass sie ihre Investitionen nicht amortisieren konnten: Nacheinander wurden neue Turbinenplattformen eingeführt, für deren Entwicklung jeweils Hunderte von Millionen in F&E und neue Fertigungswerkzeuge investiert wurden, ohne dass das Auftragsvolumen ausreichte, um diese Kosten zu amortisieren, bevor die nächste Generation gefordert wurde. Der unerbittliche Druck, die Stromgestehungskosten (LCoE) zu senken, führte nicht zu echten Produktivitätssteigerungen, sondern zu einer Margenverringerung bei den Erstausrüstern.
Die Lösung liegt in der Standardisierung statt in der Skalierung der Turbinen. Anstatt auf Turbinen mit 20 bis 25 MW zu setzen, sollte sich die Branche auf die 15–16-MW-Klasse konzentrieren, die mit bestehenden Monopile-Fundamenten kompatibel ist, mit Schiffen der neuen Generation installiert werden kann und durch wiederholte Einsätze die Zuverlässigkeit wiederherstellen kann. Entwickler müssen aufhören, jedes Projekt als maßgeschneiderte technische Aufgabe zu betrachten. Jeder neue Fundamentdurchmesser, jede Turbinenvariante und jede Schiffsspezifikation ist mit Kosten verbunden, die letztendlich von der Lieferkette in Form von nicht amortisierten Werkzeugen und verlorenen Lerneffekten getragen werden. Weitere Investitionen in die Lieferkette erfolgen nur bei verbindlichen Volumenzusagen, die zudem durch Standardisierung unterstützt werden, und die Zusagen für neue Werke – abhängig davon, dass Bestellungen von großen OEMs eingehen – sind kein Zeichen von Schwäche, sondern von Disziplin.
Was lokale Inhalte angeht, ist Taiwan das abschreckendste Beispiel in der Branche, da Entwickler verpflichtet sind, sich auf industrielle Pläne festzulegen, obwohl die Lieferkette noch nicht in der Lage ist, diese zu erfüllen, was zu Verzögerungen, Streitigkeiten und Wertvernichtung entlang der gesamten Kette führt. Ein Sozialvertrag, der sich an Arbeitsplätzen und Qualifikationen orientiert, ist ein ehrlicherer Mechanismus als präskriptive Vorschriften zur lokalen Wertschöpfung auf Komponentenebene.
Duncan und Philippe waren sich einig, dass nicht mehr die Turbinentechnologie, sondern operative Exzellenz bei der Installation und Inbetriebnahme heute das entscheidende Unterscheidungsmerkmal ist. Ein modernes Installationsschiff kostet etwa 350.000 $ pro Tag; wenn die Installation jeder Turbine bei einem Projekt in der Größenordnung der Dogger Bank mehrere Tage statt nur eines Tages in Anspruch nimmt, wird nicht nur die Rückstellung für unvorhergesehene Ausgaben aufgezehrt, sondern die Wirtschaftlichkeit des Projekts insgesamt zunichte gemacht. Ein moderner Offshore-Windpark entsteht aus vielleicht einem Dutzend großer Aufträge oder dreihundert kleinen; sollte auch nur ein einziger davon wesentlich scheitern, sind alle anderen Milliarden, die dafür ausgegeben wurden, gefährdet. Die Projektträger sind die einzigen, die in der Lage sind, dieses Aggregationsrisiko zu tragen.
Wie sollte die europäische Offshore-Windenergiebranche den Bedarf an kostengünstigeren Turbinen und schnellerem Ausbau mit dem Wunsch nach Sicherheit und einer widerstandsfähigen heimischen Lieferkette in Einklang bringen?
Die Sichtweise des Entwicklers
Die Versorgungssicherheit ist ein berechtigtes Anliegen und tatsächlich die vorrangige Aufgabe der Regierung. Duncan hatte keine Einwände gegen die Entscheidung, den chinesischen OEM Ming Yang – dessen Offshore-Turbinen von großen britischen Projekten ausgeschlossen wurden – vom Zugang zur kritischen Infrastruktur fernzuhalten. Er fügte jedoch sogleich hinzu, dass der Ausschluss eines chinesischen Herstellers das Risiko durch chinesische Unternehmen nicht beseitige. Die Lieferkette für die Offshore-Windenergie ist bereits stark mit asiatischen und chinesischen Komponenten in den Bereichen Turbinen, Leistungselektronik, Umspannwerke und dem übrigen Anlagenausbau verflochten. Sicherheit ist in seiner Darstellung eine Portfoliofrage, keine Schwarz-Weiß-Frage.
Entwickler wünschen sich mehr glaubwürdige Bezugsquellen auf dem Markt, aber keine neuen Werke an Standorten ohne die nötige industrielle Basis, um sie zu unterstützen. Das aufkommende Clean Industry Bonus framework des Vereinigten Königreichs, das lokale Inhalte belohnt, aber nicht vorschreibt, ist ein ehrlicherer Mechanismus als die bisherigen Vorschriften zu lokalen Inhalten. Beim faktischen Rückzug von GE Vernova aus dem Offshore-Markt zeigte Duncan Verständnis für die schwierige Lage des Vorstands; die Finanzierung einer weiteren Plattform im Wert von einer halben Milliarde Dollar zu einem Zeitpunkt, an dem der Aktienkurs von GE Vernova von der Nachfrage nach Gasturbinen und Rechenzentren bestimmt wird, ist eine große Herausforderung. Sollte dies jedoch dazu führen, dass der westliche OEM-Markt gerade dann auf ein Duopol aus Vestas und Siemens schrumpft, wenn Europa mehr Wettbewerb braucht, stellt dies ein ernstes strategisches Problem dar, für das es keine offensichtliche kurzfristige Lösung gibt.
OEM- und Supply-Chain-Perspektive
Philippe vertrat einen stärker interventionistischen Kurs. Die richtige Antwort auf die chinesische Konkurrenz besteht seiner Ansicht nach nicht einfach darin, Ming Yang auszuschließen. Es ist Aufgabe der europäischen Regierungen, sich an den europäischen Erstausrüstern zu beteiligen. Die dänische Regierung hält bereits Anteile an Ørsted – warum gibt es dann keine vergleichbaren Vereinbarungen für die OEMs selbst? Philippe argumentierte, dass Offshore Wind mehr mit Aerospace gemeinsam habe als mit Onshore Wind, wo nur eine kleine Anzahl von Unternehmen in einem sicherheitskritischen, kapitalintensiven Sektor tätig sei. Brauchen wir mehr als nur Airbus und Boeing? „Nein. Es gibt nur zwei.“ Daraus lässt sich ableiten, dass Europa akzeptieren sollte, dass die Offshore-Windenergiebranche eine Zwei- oder Drei-Anbieter-Industrie sein wird und die Politik entsprechend gestalten sollte – einschließlich staatlicher Beteiligung am Eigenkapital, wenn die aktuellen Margen nicht ausreichen, um die Resilienz zu finanzieren, die das System benötigt, um Risiken über lange Zyklen hinweg zu bewältigen.
Philippe bestand ebenso darauf, dass jegliche staatliche Unterstützung ausschließlich für das Offshore-Geschäft vorgesehen sein müsse. Er stellte eine strukturelle Unterscheidung zwischen Onshore- und Offshore-Märkten her, die seiner Ansicht nach allzu oft übersehen wird: Onshore ist ein Produktgeschäft, bei dem die Turbine den Großteil der Investitionskosten eines Projekts ausmacht, während Offshore ein Projektgeschäft ist, bei dem der OEM mit Anbietern von Schiffen, Kabeln und der übrigen Anlagenausrüstung zusammenarbeitet. Die Zusammenfassung beider Bereiche in einer einzigen Gewinn- und Verlustrechnung hat seiner Ansicht nach dazu beigetragen, dass zu wenig in die offshore-spezifischen Kompetenzen investiert wurde, die das Branche nun benötigt. Sollte eine chinesische Turbine die Investitionskosten für die Turbine um sogar 30 % senken – was etwa 10 % der Gesamtinvestitionskosten des Projekts entspricht –, würde dies eine Reihe nicht quantifizierbarer Risiken für die Realisierbarkeit des Projekts mit sich bringen. Seiner Ansicht nach würden nur wenige Entwickler diesen Kompromiss für eine Einsparung von 10 % bei den Investitionsausgaben bei einem Projekt im Wert von mehreren Milliarden Pfund eingehen.
Wie wird sich der O&M-Bereich in den nächsten fünf Jahren entwickeln, und wird es eine Verschiebung hin zu größeren Leistungsumfängen mit Verfügbarkeits- oder Betriebszeit-basierten Vertragsarten geben?
Die Sichtweise des Entwicklers
Nach Duncans Ansicht wird sich der Betrieb und die Wartung von Offshore-Windparks nicht zu einem vollständig ausgelagerten Tier-1-Modell entwickeln, bei dem ein unabhängiger Dienstleister das gesamte Anlagorisiko über die gesamte Betriebsdauer der Anlagen trägt. Der Grund dafür ist technischer Natur: Ein Drittanbieter, der Arbeitstage qualifizierter Techniker verkauft, kann die Verfügbarkeit von Teilsystemen, die er nicht selbst entwickelt hat und deren langfristiges Verschleißverhalten er nicht abschätzen kann, nicht garantieren. Der OEM muss weiterhin die Verantwortung für die zugrunde liegenden Anlagen tragen, insbesondere während der Gewährleistungsfrist, wenn Investoren und Kreditgeber darauf vertrauen, dass der OEM hinter der Technologie steht.
Trotz dieser Einschränkung sieht Duncan jedoch erheblichen Spielraum für Weiterentwicklungen. Geplante Wartungsumfänge können entbündelt werden. Techniker von Drittanbietern, optimierte Schiffslogistik und vom OEM bereitgestellte Ersatzteile können gemeinsam geringere Kosten erzielen als ein Servicepaket aus einer Hand des OEM. Der Markt bewegt sich bereits in diese Richtung, insbesondere bei Projektentwicklern, die bereit sind, in ihre eigene betriebliche Expertise zu investieren. Anlagenbesitzer mit Skalenvorteilen können härter verhandeln, Schiffs- und Technikerressourcen über nahegelegene Projekte hinweg bündeln und mehr von der betrieblichen Wertschöpfungskette im eigenen Unternehmen behalten.
OEM- und Supply-Chain-Perspektive
Philippe warnte davor, voreilige Schlüsse aus der Entwicklung des O&M im Onshore-Windsektor zu ziehen. Der Markt für Betrieb und Wartung an Land hat sich zu einem wettbewerbsintensiven Markt entwickelt, da die Anlagen leicht zugänglich sind, Ersatzteile weit verbreitet sind und ein Finanzinvestor alle Aufgaben plausibel auslagern kann. Offshore ist anders. Es handelt sich um eine Anlage im Kraftwerksmaßstab, bei der die Umspannstation, die Array-Kabel und das gesamte Balance-of-Plant ebenso wichtig sind wie die Turbine selbst und bei der die Kosten einer einzigen Mobilisierung eines Schiffes zum Austausch von Hauptkomponenten die operative Marge im OPEX beeinflussen können. Philippe geht davon aus, dass die Offshore-Windenergie „kompetente Eigentümer“ erfordern wird — große Energieversorger wie Ørsted, RWE, Vattenfall oder Iberdrola — die Schiffe und Techniker in benachbarten Clustern wie Hornsea, Dogger Bank oder East Anglia bündeln. Der OEM behält voraussichtlich eine Garantiezeit von fünf Jahren bei; darüber hinaus liegt die Verantwortung beim jeweiligen Eigentümer.
Bei den älteren Turbinenplattformen, einschließlich des beträchtlichen Bestands von 3,6-MW-Turbinen im Vereinigten Königreich und den 6-MW-Einheiten, die nun das mittlere Lebensalter erreichen, neigen Dienstleister dazu, Garantien für die feste Verfügbarkeit oder Betriebsverfügbarkeit zu begrenzen. Die Stückzahlen bei veralteten Technologien sind mitunter zu gering, um die Bereitstellung von Ersatzteilen und Behältern wirtschaftlich zu rechtfertigen, und die großen Erstausrüster haben kein kommerzielles Interesse daran, Plattformen am Leben zu erhalten, die sie nie wieder bauen werden. Dies eröffnet den Internetdienstanbietern zwar eine echte Nische, allerdings auf der Grundlage von Kannibalisierung und „Best-Efforts“-Prinzipien statt einer garantierten Leistung. Betreiber älterer Windkraftanlagenflotten müssen möglicherweise zulassen, dass die Anlagen nach und nach ausfallen, Ersatzteile aus stillgelegten Anlagen entnehmen und die Anlage bis zum Ende ihrer unterstützten Lebensdauer weiterbetreiben.
Was wird mit älteren Windparks nach 25 Jahren geschehen — Lebensdauerverlängerung oder Stilllegung?
Die Sichtweise des Entwicklers
Duncan sah ein gemischtes Bild. Viele der Turbinenplattformen der frühen Flotte können bei geeigneter Überwachung, gezielten Austauscharbeiten und betrieblicher Optimierung länger als 20 Jahre in Betrieb bleiben. Das Verschleißverhalten gut gewarteter Offshore-Windkraftanlagen hat sich in vielen Fällen als weniger kritisch erwiesen, als es die ursprünglichen Konstruktionsannahmen vermuten ließen. Allerdings ist die körperliche Verfassung selten der entscheidende Faktor für die Verlängerung der Lebensdauer. Es ist der Erlös, also der Preis, den der Windpark tatsächlich für den von ihm verkauften Strom erhält, der in einem mit Windenergie übersättigten Markt deutlich unter dem Großhandelsdurchschnitt liegen kann.
Eine veraltete Anlage, die in Zeiten niedriger Strompreise und starker Windverhältnisse Strom erzeugt und in Zeiten hoher Strompreise und schwacher Windverhältnisse stillsteht, sieht sich unabhängig von ihrem technischen Zustand einem strukturellen Ertragsdruck ausgesetzt. Ist der CfD ausgelaufen und unterliegt die Anlage den Marktbedingungen, wird die Wirtschaftlichkeit unsicher, selbst wenn die Anlage in einwandfreiem Zustand ist. Nach Duncans Ansicht ist das realistische Ergebnis daher eine Mischung aus beidem: Einige Anlagen werden wirtschaftlich in der Lage sein, ihre Lebensdauer mit der richtigen Eigentümerstruktur und betrieblichen Unterstützung um fünf oder sogar zehn Jahre zu verlängern; andere werden einen Punkt erreichen, an dem Ausfälle von Komponenten nicht mehr behoben werden können oder an dem die Betriebskostenbasis durch den Marktpreis einfach nicht mehr gedeckt werden kann, woraufhin die Stilllegung folgt. Die Entscheidung wird sich auf einzelne Vermögenswerte beziehen und nicht auf die Branche insgesamt.
OEM- und Supply-Chain-Perspektive
Philippe äußerte sich noch entschiedener. Offshore-Windparks mit festem Fundament, so argumentierte er, werden aus technischen Gründen nicht wie im Onshore-Sektor einer Repowering-Maßnahme unterzogen. Fundamente werden für eine bestimmte Windkraftanlage ausgelegt, und eine moderne 15-MW-Anlage kann nicht auf einem Monopile aufgestellt werden, der für eine 10-MW-Anlage ausgelegt ist. Die Kabel zwischen den Anlagengruppen sind spannungsangepasst und in ihrer Anordnung auf die ursprüngliche Anzahl der Turbinen ausgelegt; sie können daher nicht für eine andere Anlage wiederverwendet werden. In manchen Fällen kommen die Offshore-Umspannstation und der Netzanschluss für eine Wiederverwendung in Betracht. Bei einem Großprojekt wie Dogger Bank kosten die Hochspannungs-Gleichstromverbindung und die Umrichterstationen genauso viel wie der gesamte Turbinenauftrag. Daher besitzen der genehmigte Standort und der Netzanschluss einen echten Restwert. Alles, was sich oberhalb des Meeresbodens befindet, wird jedoch höchstwahrscheinlich ersetzt werden.
Der sich daraus abzeichnende wahrscheinliche Ansatz ist daher die Stilllegung mit anschließender Neugenehmigung und nicht eine Repowering im eigentlichen Sinne. Der ältere Windpark, insbesondere der umfangreiche Bestand an 3,6-MW-Anlagen im Vereinigten Königreich, wird nach bestem Bemühen weiterbetrieben, bis die kumulierten Ausfallzeiten eine Stilllegungsentscheidung auslösen. Für das genehmigte Gelände wird dann eine neue Genehmigung für eine deutlich geringere Anzahl wesentlich größerer Windkraftanlagen auf völlig neuen Fundamenten und in neuen Anordnungen erteilt. Philippe merkte beiläufig an, dass schwimmende Offshore-Windkraftanlagen ein wirklich anderes Repowering-Konzept bieten. Ein schwimmendes Objekt kann grundsätzlich abgekoppelt, umgerüstet und an einem anderen Standort wieder eingesetzt werden, auch wenn dies eher eine langfristige Überlegung als eine kurzfristige Realität ist.
Beide Redner waren sich einig, dass es noch einige Jahre dauern wird, bis es zu einer nennenswerten Stilllegung kommt. Frühe Beispiele wie der aus sieben Anlagen bestehende Arklow-Park, der derzeit stillgelegt wird, und der aus zwölf Anlagen bestehende Alpha-Ventus-Park, der als Nächstes an der Reihe ist, sind noch rar, und die Stilllegung der britischen 3–4-MW-Anlagen wird voraussichtlich erst in fünf bis zehn Jahren in großem Umfang erfolgen. Sowohl Duncan als auch Philippe waren sich einig, dass dadurch ein echter und bedeutender Markt für den unabhängigen Betrieb alternder Anlagen sowie für den damit verbundenen Sanierungsmarkt entstehen wird. Die Stilllegung selbst stellt keine technische Herausforderung dar, da die technischen Grundlagen aus der Öl- und Gasbranche bekannt sind.
Schnellfragerunde
Zum Abschluss haben wir jedem Redner vier Blitzfragen gestellt:
Welche drei Dinge unterschätzt die Branche immer noch?
Duncan: Risiken bei der Netzanbindung; die Jahre, die es dauert, neue industrielle Kapazitäten aufzubauen – Fabriken, Werften, Schiffe; und die Versorgung mit qualifizierten Arbeitskräften.
Philippe: Die fehlende Standardisierung im Bereich der schwimmenden Windkraftanlagen; der Mangel an qualifizierten Arbeitskräften; und das Stromnetz als entscheidender Engpass – Genehmigungsverfahren, Umsetzung und die Lieferkette für Hochspannungskomponenten.
Offshore-Windenergie in den USA – positiv, neutral oder negativ?
Duncan: Nein.
Philippe: Nein – und zwar aus strukturellen, nicht nur aus politischen Gründen. Das Problem ist das billige heimische Gas, nicht eine bestimmte Regierung.
Wird schwimmende Offshore-Windenergie in diesem Jahrzehnt zur kommerziellen Realität?
Duncan: Ein bedingtes Ja. Kommerziell nutzbar bis 2036, jedoch nur in Nischenbereichen, in denen Festboden-, Onshore-Wind- und Solarenergie den Bedarf nicht decken können, und in weitaus geringeren Mengen, als die Schlagzeilen vermuten lassen.
Philippe: „Nein. Ohne eine einheitliche Plattform und das erforderliche Volumen für die industrielle Umsetzung ist ein Jahrzehnt zu kurz.“
Würden Sie Ihrem 25-jährigen Ich raten, heute in die Offshore-Windenergie einzusteigen?
Duncan: Ja, ohne zu zögern!
Philippe: Noch nicht. Warte erst einmal ein paar Jahre ab, bis sich die Neuausrichtung vollzogen hat – danach wird es einer der besten Orte sein, an denen man sein kann.
Haftungsausschluss: Die von den Befragten geäußerten Ansichten und Meinungen sind ausschließlich ihre eigenen und beruhen auf ihren persönlichen Erfahrungen und Sichtweisen. Diese Ansichten spiegeln nicht unbedingt die Meinungen, Standpunkte oder Richtlinien von Stout, seinen verbundenen Unternehmen oder seinen Mitarbeitern wider. Die Aufnahme dieser Kommentare soll zusätzliche Perspektiven aufzeigen und ist nicht als Befürwortung eines bestimmten Standpunkts, einer bestimmten Rechtsauslegung, einer politischen Position oder einer Vorgehensweise durch Stout zu verstehen.
