Windenergie aus der Nordsee: Machen weniger Windräder Projekte rentabler?

„Wenn sehr viel Turbinenleistung auf relativ wenig Fläche installiert wird, dann wird der Atmosphäre verhältnismäßig viel Windenergie entzogen, um damit Strom zu erzeugen. Der Einfluss auf die Atmosphäre ist damit also recht stark. Windabwärts, hinter den Turbinen, weht der Wind dann weniger stark. Dieser Effekt hat weniger mit Abschattung oder Umströmung zu tun, sondern direkt mit der Energieentnahme durch die Windturbinen – es ist also ein Problem einer begrenzten, wenn auch erneuerbaren Ressource in Form von atmosphärischer Bewegungsenergie.“

„Durch diese regionale Energieentnahme sinkt der Ertrag von Windturbinen, insbesondere von Windparks, die windabwärts stehen. Dieser Entnahmeeffekt ist es, der hauptsächlich die Volllaststunden reduziert. Der Transport von Windenergie in eine Region ist durch die Atmosphäre begrenzt. Dabei entsteht ein natürliches Gleichgewicht zwischen dem Eintrag von Windenergie und der Bodenreibung, das sich in den beobachteten Winden manifestiert. Mit mehr und mehr Windturbinen in einer Region wird diese Balance verändert: Es wird mehr von der kinetischen Energie in Strom umgewandelt, weniger geht durch Reibung verloren. Deshalb führt eine höhere Windenergienutzung auf regionaler Skala zu schwächeren Winden.“

„Die kürzlich ausgeschriebenen Offshoregebiete in der Deutschen Bucht – N-10.1 und N-10.2 – sind recht klein und schmal. Für diese Gebiete ist mit zwei Gigawatt (GW) und 500 Megawatt (MW) eine jeweils sehr hohe Leistung für die Windparks vorgegeben. Zudem kommt der Wind in der Deutschen Bucht am häufigsten aus Südwest, und die Offshoregebiete liegen windabwärts des recht großen Offshoregebiets N-9, der Wind kommt also häufig aus der Richtung des Gebiets N-9. Daher ist mit einer starken Reduzierung der Volllaststunden zu rechnen. Diese Erkenntnis ist an sich nicht neu, ein Bericht von Agora Energiewende aus dem Jahr 2020 [1] hat bereits auf die stark reduzierten Volllaststunden bei starkem Ausbau in den deutschen Offshoreszenarien hingewiesen.“

„Da die reduzierten Volllaststunden hauptsächlich durch den Entnahmeeffekt von kinetischer Energie entstehen, kann am Layout von Windparks oder durch andere Windturbinentypen wenig optimiert werden. Höhere Volllaststunden kann man letztendlich nur erreichen, indem man Windparks mit wesentlich geringerer Leistungsdichte plant. Dies ist eine der Empfehlungen einer im Herbst 2024 erschienenen Studie von Elia, der Muttergesellschaft des deutschen Netzbetreibers 50Hertz [2] [3]. Dort wurde gezeigt, dass man durch Kooperation über Ländergrenzen hinweg und großflächigerer Planung bessere Effizienzen bei Offshore-Windenergie in der Nordsee erreichen kann – also konkret, wenn man die geplanten 70 GW aus Deutschland nicht nur in der deutschen Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) platziert, sondern mit den wesentlich größeren Offshoregebiete der Niederlande und Dänemarks zusammen plant und umsetzt.“

„Über Land gibt es diese starken Reduktionseffekte übrigens nicht. Dies liegt zum einen an der stärkeren Durchmischung der unteren Atmosphäre über Land, verursacht durch die Erhitzung der Oberfläche durch die Sonne. Zum anderen wird auf Land regional mit wesentlich geringeren Installationsdichten geplant, also Windturbinen auf wesentlich mehr Fläche verteilt.“

„Insbesondere bei thermisch stabiler Luftschichtung (wärmere Luft über kälterem Wasser) ist nach der Energieentnahme durch die Windräder mit langen Nachläufen von Offshore-Windparks und Windpark-Clustern zu rechnen, die sich über einige Dutzend Kilometer erstrecken [4]. In diesen Nachläufen ist die Windgeschwindigkeit reduziert und die atmosphärische Turbulenz erhöht. Eine reduzierte Windgeschwindigkeit bedeutet weniger Volllaststunden und damit weniger Ertrag. Eine erhöhte Turbulenz bedeutet eine erhöhte Ermüdung der Windkraftanlagen. Eine stabile Luftschichtung tritt in der Nordsee hauptsächlich auf bei Südwestwind – der Hauptwindrichtung – und bei Südwind – wenn die Luft vom warmen Land herkommt. Diese Nachlaufphänomene sind in den letzten zehn Jahren in den beiden großen deutschen Forschungsprojekten WIPAFF [5] und X-Wakes [6] mit Flugzeugmessungen über der Nordsee vor Ort und mit Simulationsrechnungen erforscht und belegt worden. Dabei konnte gezeigt werden, dass numerische Strömungsmodelle wie WRF (Weather Research Forcasting Model) die Realität gut nachvollziehen können – besser als viele analytische Industriemodelle, die nur thermisch neutrale Schichtung annehmen [7].“

„Die Nachläufe hängen im Wesentlichen nur vom Energieertrag der Windparks und der Dichte ihrer Turbinen ab. Bauformen und Anordnung der Turbinen haben bei größeren Windparks nur marginalen Einfluss. Die Nachläufe können also nur durch einen geringeren Ertrag und/oder eine geringere räumliche Dichte der Turbinen verringert werden. Die Nachläufe von Onshore-Windparks sind übrigens wesentlich kürzer als die von Offshore-Windparks, da die höhere atmosphärische Turbulenz über der rauen Landoberfläche zu einem wesentlich rascheren Abbau der Nachläufe führt.“

„Abhilfe gegen negative Nachlaufeinflüsse könnten größere Abstände zwischen den Windparks schaffen, eine geringere Dichte der Turbinen in den Windparks und/oder eine modifizierte räumliche Anordnung der Windparks, die nicht entlang der Hauptwindrichtung erfolgt. Die ersten beiden Punkte würden etwas geringere Erträge bedeuten. Der dritte Punkt würde eine Umplanung der Flächen für künftige Windparks in der Nordsee bedeuten, die unter Berücksichtigung der aktuellen Forschungsergebnisse (siehe oben) erfolgen könnte. Alle drei Punkte würden zu einer wirtschaftlich ertragreichen Windkraftnutzung der Nordsee beitragen. Siehe zur Umplanung auch Fliegner et al., 2025 [3].“

„Wenn an der schon über zehn Jahre alten Planung der Flächen in der Nordsee, die vor der Durchführung von WIPAFF und X-Wakes erfolgte, gar nichts geändert wird, dann besteht das Risiko, dass zukünftig sowohl bereits bestehende wie geplante Windparks Mindererträge hinnehmen müssen und sich wirtschaftlich nicht mehr rechnen. Fragen der Abschattung existierender Windparks sind in den letzten ein bis zwei Jahren auch im Vereinigten Königreich oder den Niederlanden vermehrt in den Fokus geraten und reichen bis hin zu der Frage, ob es rechtliche Ansprüche eines Windparkbetreibers gibt, wenn dessen Erträge durch einen später windaufwärts gebauten Windpark unter die Wirtschaftlichkeitsschwelle sinken.“

„Die in der Deutschen Bucht geplanten Windparkcluster N-9 bis N-13 und der angrenzende geplante Windparkcluster in den Niederlanden ‚Doordewind‘ sind Teil eines großen Konglomerats von Windparks mit um die 20 Gigawatt (GW) installierter Leistung. Sie werden nur durch wenige schmale Schifffahrtsstraßen beziehungsweise Bereiche unterbrochen, die wegen anderer Infrastruktur wie Gaspipelines oder Kabel nicht mit Windparks bebaut werden sollen. Die Flächen N-10.1 und N-10.2 sind jedoch gemäß unserer Berechnungen [8] nicht die Gebiete mit den höchsten Nachlaufverlusten. Diese liegen in den im letzten Jahr erfolgreich vergebenen Flächen des Clusters N-9.“

„Nachlaufeffekte (Wirbelschleppen) sind bereits seit der Installation der ersten Windenergieanlagen in Onshore-Windparks in den 80ern bekannt. Was neu berücksichtigt wird, sind kumulative Effekte, die bei sehr großen Windparks vor allem offshore auftreten, und die wir bereits seit etwas mehr als zehn Jahren mit unseren Modellen abbilden können. Dazu haben und hatten wir in den vergangenen Jahren mehrere Forschungs- und Beratungsprojekte. Verfügbare Windparkproduktionsdaten der ersten großen Windparks in Betrieb ermöglichen nun erstmals die Validierung dieser Modelle. Wir sehen dabei, dass wir die Nachlaufeffekte gut abbilden können. Bei Zukunftsszenarien bleiben jedoch eine Reihe von offenen Fragen: Etwa wie sich die Windenergieanlagen-Technologie bis zur Realisierung Mitte der 2030er entwickelt, oder ob sich politische Ausbauziele oder -Pläne, besonders die Flächenkulisse, in den Nachbarländern verändern.“

„Die Nachlaufeffekte hängen grundsätzlich von der Menge der Energie ab, die einzelne Rotoren auf einer bestimmten Höhe aus der Atmosphäre entnehmen. Dabei verhält sich die Atmosphäre auf See deutlich anders als in den meisten Gebieten an Land. Durch die deutlich unebenere Oberfläche, andere thermische Bedingungen und in Deutschland meistens deutlich kleineren Windparks an Land treten solch weitreichende kumulierte Nachlaufeffekte, wie in der Deutschen Bucht prognostiziert, an Onshore-Standorten in Deutschland nicht auf.“

„Für Windpark-Investoren zählt am Ende, wieviel sie an Energie zu welchem Preis verkaufen können und wie hoch ihre Kosten sind. Da hilft eine verlässliche, langfristige Planung des Ausbaus. Wichtig ist zunächst, dass die Ausbauziele in den Nachbarländern und die dafür vorgesehenen Flächen bekannt und zwischen den Ländern abgestimmt sind. In Deutschland hat das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) mit Ausbauszenarien den Ausbau bis hin zum Ausbauziel von 70 GW von uns berechnen lassen, somit gibt es diesbezüglich einen Plan und dessen Auswirkungen sind in Bezug auf die Nachlaufeffekte bekannt. Wie sich kumulative Nachlaufeffekte im Rahmen der Planungsphase reduzieren lassen, ist Gegenstand aktueller Forschung – zum Beispiel in dem von uns geleiteten Projekt C²-Wakes [9].“

„Höhere Windenergieanlagen sind in der Lage, größere Windressourcen in der Höhe zu nutzen, allerdings sind hierfür erhebliche Mehrinvestitionen in Tragstrukturen und Türme notwendig, sodass sich die Frage stellt, ob sich das am Ende lohnt.“

„Zentral ist auch die Frage, zu welchem Preis Energie vermarktet werden kann. Ein schneller Netzausbau sichert die Integration des Stroms in das Netz und reduziert Drosselungen, die bereits jetzt auftreten, da der Offshore-Windstrom nicht ausreichend in den Süden transportiert werden kann. Dies ist sicher auch eine Komponente, die auf Seiten der Vermarktung bei den Windparkentwicklern eine Rolle spielt, wenn die Entscheidung gefällt wird, sich auf eine Ausschreibung zu bewerben oder nicht. Denn die Drosselungen werden nicht immer ideal vergütet.“

„Auch eine schnellere Elektrifizierung der Wirtschaft, die einen höheren Strombedarf erzeugt, würde die Einnahmen der Windparkbetreiber stabilisieren. Solange dies aber nicht geschieht, sind andere finanzielle Anreize eine Methode, um den Ausbau zu sichern. Andere Länder mit erfolgreichen Ausschreibungen haben andere Finanzierungsmodelle, wie zweiseitige Contracts for Difference (CfD), die die Risiken auf Seiten der Entwickler bei den langen Zeiten zwischen Vergabe und Realisierung besser berücksichtigen.“

„Ein weiterer Aspekt sind Auflagen, die die Betreiberfirmen mit ihren Windparks erfüllen müssen: Wie soll am Ende ein Rückbau erfolgen? Wer trägt die Kosten für Schutz vor Angriffen von außen? An verschiedenen Stellen entstehen Kosten für die Firmen. Wie ausschlaggebend diese jeweils sind, entzieht sich aber unserer Kenntnis.“

„Offensichtlich gehen die Firmen, die sich im Bereich Offshore-Windenergie engagieren, derzeit davon aus, dass es sich nicht lohnt, Windparks in den vorgesehenen Flächen zu den vorgeschriebenen Konditionen zu bauen. Ändert sich nichts, wird sich auch an dieser Haltung nichts ändern. Da bereits Flächen mit höheren Nachlaufverlusten beziehungsweise geringeren Effizienzen erfolgreich im Rahmen der Auktionen vergeben wurden, ist es nicht stichhaltig, zu behaupten, es läge vor allem an den Nachlaufverlusten.“