Färöer planen den Offshore-Windkraft-Coup – am 28. Dezember 2020 um 18:58

... mit neuen Maschinen aus, um die Effizienz zu erhöhen und Emissionen zu senken. Ab 2025 könnten diese Kapazitäten zunehmend weniger gefragt sein.

Terji Nielsen ist so etwas wie der technologische Chefplaner für die auf den Färöer-Inseln vorgesehene Energiewende. Ab 2030, so fordert es seit 2015 der politische Beschluss der autonomen skandinavischen Inselregion, soll sämtliche benötigte Energie zur Strom-, Wärme- oder Treibstoffversorgung im Verkehr von Insel-eigenen Erneuerbare-Energien-Anlagen kommen. Mit Wind- und Wasserkraft, Wärmepumpen, Elektromobilität und vielleicht Wasserstofffahrzeugen sowie Stromspeichern in Gestalt von Batterien oder Pumpwasserkraftwerken werde das örtliche Energieversorgungsunternehmen SEV diese Energiewende organisieren, so erklärt es der Chef der Forschungs- und Entwicklungsabteilung bei SEV. Seit dem Energiewendebeschluss sei der Ausbau der künftigen Energieinfrastruktur zwar noch kaum vorangekommen, lässt Nielsen auf Nachfrage von ERNEUERBARE ENERGIEN wissen. „Wenn es uns aber gelingt, unsere geplanten Windenergieprojekte jetzt anzuschieben, kommen wir zurück auf die Spur.“

Wie schon im Ausgangsjahr 2015 dürften auch jetzt noch Dieselkraftwerke mindestens 40 und bis zu 50 Prozent der Stromversorgung decken. Bei einem bisher noch unter der Schwelle von 400 GWh liegenden Strombedarf erreicht die Windkraft mit gut 50 Gigawattstunden (GWh) einen Anteil an der benötigten jährlichen Erzeugung von weiterhin unter 20 Prozent. Rund 40 Prozent steuert die Wasserkraft bei. Nach dem Netzanschluss der ersten drei Windturbinen der Inselgruppe vom Typ Enercon E-44 im Jahr 2012 mit jeweils 900 Kilowatt (kW) Nennleistung beziehungsweise mit 2,7 Megawatt (MW) Windparkkapazität war 2014 der zweite Windpark mit 13 E-44-Anlagen und 11,7 MW in Betrieb gegangen. Eine vom Turbinenzulieferer Enercon von 2014 bis 2016 in diesem Windpark eingebaute Lithium-Ionen-Batterie mit 2,3 MW Einspeise- und Abnahmeleistung verstetigt außerdem die Windstromerzeugung. Bis zu 700 Kilowattstunden (kWh) kann der Speicher bei Windflaute zuspeisen oder bei Windstromüberschuss abnehmen. All diese Anlagen gehören dem Energieversorger SEV. Dieser ist ein Gemeinschaftsunternehmen der Kommunen der Färöer.

Doch nach nun vier Jahren Pause ging erst im September der nächste SEV-Windpark in Betrieb. Hier stehen weitere sieben Anlagen. Die letzte davon war laut Nielsen Mitte September in Betrieb gegangen. Er besteht ebenfalls aus E-44-Turbinen. Mit diesen weiteren 6,3 MW dürfte sich das Potenzial der Färöer-Windstromerzeugung auf jährliche 80 GWh erhöht haben. Ein vierter Windpark mit drei 0,6-MW-Turbinen von Vestas, dieses Mal für einen Privateigentümer, ist noch im Bau – erhöht aber den Windstromanteil an der Versorgung nur noch unwesentlich.

Dass der Windkraftausbau so langsam voranschreitet, ist nicht zuletzt auch dem Widerstand von Teilen der Bevölkerung zuzuschreiben. Wie anderswo auf der Welt stehen die Inseleinwohner überwiegend zu den Klimaschutzzielen der Inselregierung. Doch viele von ihnen wollen zugleich größere landschaftliche Veränderungen in ihrer eigenen Wohnumwelt durch moderne Multimegawatt-Windräder verhindern. Oder sie fürchten die Geräuschemissionen der Anlagen – und dass diese Wildtiere verscheuchen und landwirtschaftliche Nutztiere beunruhigen. 2021 könnten zwar die ersten zwei Windparks aus zeitgemäßen Turbinen mit zumindest mehr als zwei MW Nennleistung in Betrieb gehen, deutet Nielsen an. Beide Vorhaben – die Projektierer sehen hier Enercon-Anlagen vom Typ E-82 vor – sind Ergebnis der inzwischen jährlichen öffentlichen Ausschreibungsrunden für neue Windkraftkapazitäten mit Volumen von 12 bis 18 MW. Doch der öffentliche Widerstand bremst schon die Projektierer der beiden ersten 18-MW-Vorhaben empfindlich. „Wegen solcher Proteste ist einer dieser beiden Windparks nun in Gefahr“, sagt Nielsen.

Inzwischen stünden fünf solcher größerer Windparks „auf dem Fahrplan“, betont Nielsen. Doch wegen des wachsenden Widerstands plant SEV nun ein eigenwilliges Manöver, um die Kapazitäten noch zu retten und auf dem Energiewendepfad rechtzeitig voranzukommen. Statt Projektierungen für Windenergie an Land durchzusetzen will SEV ein oder mehrere Windfarmfelder für alle beteiligten Investoren vor den Färöer-Küsten auf See ermöglichen. Bis Ende 2025, sagt Nielsen, wolle SEV zwölf Offshore-Turbinen mit einer Windparkkapazität von insgesamt 96 bis 120 MW auf der Ostseite der Färöer in Betrieb nehmen lassen. „Bei einem von uns erwarteten Kapazitätsfaktor von 50 Prozent könnten diese Anlagen dann schon weitere 420 bis 520 GWh zur Energieversorgung beisteuern“, so rechnet der SEV-Chefentwickler vor.

Das Projekt ist genau auf die errechneten Bedürfnisse der Färöer-Energiewende berechnet. Denn die Färöer müssen gemäß ihrem eigenen Fahrplan auch die Benzin und Diesel verbrennenden Autos, Lastwagen und Fähren gegen Elektromobilitätsvehikel austauschen. Oder gegen Brennstoffzellen-Fahrzeuge: Diese würden grünen Wasserstoff tanken, den Windparkbetreiber in künftigen Elektrolyseanlagen aus überschüssigem Windstrom erzeugen müssten. Durch Wind- oder Wasserstrom betriebene Wärmepumpen würden zudem die Ölheizungen der Inselbewohner ersetzen. SEV rechnet daher für 2030 mit einem auf bis zu 700 GWh anwachsenden Stromverbrauch der Färöer. Die bisherigen Wasserkraft- und Windparkkapazitäten an Land sowie die nun geplanten Offshore-Windkraftkapazitäten zusammengerechnet könnten dafür fast ausreichen.

Es ist ein kühner strategischer Schwenk einer bevölkerungsarmen Insel weg von dezentralen Windkraft-Kleinprojekten hin zu einem Hunderte Millionen Euro schweren inseleigenen Großprojekt im Meer. Und dieser hat noch einige enorme planerische Herausforderungen zu meistern, wie Nielsen schildert: So dürfte schon die Klärung der Eigentums- und Projektierungsrechte ein zeitaufwändiges komplexes Verfahren erfordern. Denn wie immer beim klassischen sogenannten Repowering erfordert der Austausch älterer Windturbinenmodelle gegen eine kleinere Anzahl viel größerer Windenergieanlagen mit modernster Technologie eine vertragliche Absicherung der Rechte verschiedenster Beteiligter: der bisher durch Grundstücksverpachtungen beteiligten Bodenbesitzer, der Altanlageneigentümer, der neu hinzukommenden Investoren, der alten und der neuen Geldgeber, der Betreiberfirmen oder neuer Anwohner sowie neuer Landnutzungsberechtigter. Auch wenn der Färöer-Offshore-Windpark zu einem ganz neuartigen Repowering-Projekt durch Austausch noch nicht einmal errichteter älterer Windturbinenmodelle gegen neue Großwindturbinen würde, müssen die Planer hier eine ähnliche Komplexität unter den Beteiligten bewältigen: Betroffen sind vom Bauern als Landeigentümer und bisheriger Verpächter bis zum Fischer als Nutzungsberechtigter im betroffenen Offshore-Planungsgebiet äußerst unterschiedliche Interessengruppen.

Hinzu kommt die noch zu klärende Ausweisung eines oder mehrere Eignungsgebiete für die Offshore-Standorte. Um die Kosten niedrig zu halten, würden die Planer wie Nielsen gerne küstennahe Areale mit 35 bis 55 Meter Wassertiefe nutzen. Bisher hat SEV dafür ein Gebiet mit einer Küstendistanz von zwei bis drei Kilometern vor der Ostseite einer der Inseln ausfindig gemacht. Ob Einwohner und Fischer dort den Windparkbau zulassen, ob eventuell auch anderswo um die Inseln noch ausreichend Standorte für konventionell in den Meeresboden gerammte Turbinenfundamente zu finden wären, oder ob der Seeboden sich vielerorts als zu felsig für konventionelle Turbinengrundierung erweist – dies alles bleibt noch zu klären. Die Akteure trieben nun Boden- und Seegebietsuntersuchungen inklusive Studien über die Auswirkungen von Offshore-Turbinenerrichtungen auf Umwelt und Natur rasch voran, sagt Nielsen. Auch die Installation von Windturbinen auf nur mit Stahlseilen im Meeresboden verankerten Schwimmfundamenten käme notfalls in Frage. Allerdings sind solche schwimmenden Windparks bislang noch deutlich teurer. Doch bei größerer Küstenentfernung fallen die Seeböden vor den Färöerinseln steil ab – und sind somit nicht mehr für konventionelle Offshore-Fundamente geeignet.

Allerdings werden auch Windparks mit nur zwei bis drei Kilometern Entfernung zur Küste das Landschaftsbild für einige Anwohner verändern. Wohl mindestens zehn Mal weiter müssten die Macher um Nielsen und Versorger SEV die Anlagen hinausrücken, um diesen Einfluss gänzlich zu vermeiden – was womöglich nur auf teureren Schwimmfundamenten möglich würde. Somit entscheidet die Akzeptanz bei Anwohnern auch über die Wirtschaftlichkeit des künftigen Offshore-Windparks mit. SEV als federführendes Projektierungsunternehmen gestaltet den Offshore-Windpark daher als ein Vorhaben, das durch seine Beteiligungsstruktur die Akzeptanz bei den Inselbewohnern stärken soll. Der Offshore-Windpark vor der Inselhauptstadt soll einem Joint Venture zwischen verschiedenen Färöerschen Energieversorgern, Unternehmen und Individuen gehören.

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Solare Testanlagen für das Training der Netzbetreiber installiert – am 28. Dezember 2020 um 12:19

Der Planer und Anbieter von Solaranlagen Kraftwerk Renewable Power Solutions (RPS) hat für ein ganz besonderes Projekt in Russland eine kleine Solaranlage gespendet. Gemeinsam mit dem UDPO Energy Andvanced Training Institute des südrussischen Energieunternehmens Kubannergo mit Sitz in Krasnodar, unweit des Schwarzen Meeres, hat das Unternehmen die Anlage geplant. Das Kransnodarer Partnerunternehmen Clever Energy installierte die Anlage auf dem Gelände des Instituts. Die Module wurden dabei auf verschiedenen Montagesystemen montiert. So sind einige Module auf einem Freilandsystem installiert. Weitere Module wurden auf einen imitierten Dachstuhl errichtet. In die Anlage wurden auch einen Smart Meter, ein mit dem Internet verbundenes Überwachungssystem, sowie eine Wetterstation integriert. Dadurch können die Mitarbeiter des Energy Advanced Training Institutes die Faktoren bestimmen, die den Photovoltaikertrag beeinflussen.

Eigenverbrauch in Russland erlaubt

Der Generator hat zwar nur eine Leistung von fünf Kilowatt. Doch er soll Großes vollbringen. Denn er dient als Trainingsanlage für Mitarbeiter von Verteilnetzbetreibern in Russland, die an ihm die Integration von Solarstrom ins Netz üben. Denn in Zukunft werden sie immer mehr mit volatil einspeisenden Solaranlagen zu tun haben, nachdem Ende des vergangenen Jahres das russische Parlament den Weg frei gemacht hat für die Nutzung von Solarstrom vor Ort. Denn es hat das sogenannte Mikrogenerationsgesetz verabschiedet, das es in Russland erlaubt, den Strom aus netzgekoppelten Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von bis zu 15 Kilowatt für den Eigenverbrauch zu nutzen. Die Anlagenbetreiber dürfen den überschüssigen Strom ins Netz einspeisen und bekommen dafür den Börsenstrompreis als Vergütung.

Anschluss- und Einspeisebestimmungen entwickeln

Die Testanlage soll die Integration des Solarstroms ins Verteilnetz ermöglichen. Denn an ihr können nicht nur die Mitarbeiter der Netzbetreiber und Solarteure üben. Es sollen auch in Zusammenarbeit mit russischen Energieexperten und Verteilnetzbetreibern solarenergiefreundliche Netzanschluss- und Einspeisebestimmungen erarbeitet und in der Praxis erprobt werden. Gleichzeitig sollen die neuen Bestimmungen sicherstellen, dass alle technischen Erfordernisse der russischen Verteilnetzbetreiber an die Ausführungsbestimmungen für Solaranlagen erfüllt werden. „Wir freuen uns, Verteilnetzbetreiber bei ihren Vorbereitungen auf das Mikrogenerationsgesetz zu unterstützen und damit die dezentrale Energiewende in Russland zu beschleunigen“, betont Roman Brinzanik, Direktor New Markets bei Kraftwerke RPS und Mitinitiator des Projektes.

Deutsch-russische Kooperation

Dieses Projekt ist Teil der deutsch-russischen Kooperation Enabling PV, an der neben Kraftwerk RPS und dem Energy Advanced Training Institute von Kubanenergo auch das Berliner Beratungsinstitut Eclareon beteitligt, das sich auf Energie- und Umwelttechnikmärkte spezialisiert hat. Zudem ist auch der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW Solar), das Moskauer Energetische Institut (MEI) und die russische Sektion von Eurosolar beteiligt. „Das Netzwerk von Enabling PV wächst stetig weiter, und die Zusammenarbeit auf beiden Seiten wird mit diesem erfolgreichen Projekt im Süden Russlands wieder ein Stück intensiver, da wir uns nun auch mit der Verteilnetzinfrastruktur beschäftigen und damit gemeinsam eine wichtige Basis für den Ausbau der dezentralen erneuerbaren Energien in Russland legen“, bewertet Christoph Urbschat, Geschäftsführer von Eclareon, das Vorhaben, das er mit initiiert hat.

Erste Schulung hat bereits stattgefunden

Die ersten Schulungen haben bereits stattgefunden. Noch in diesem Jahr wird eine weitere Schulung für die Mitarbeiter des Verteilnetzbetreibers in der russischen Enklave Kaliningrad an der Ostsee stattfinden. Zudem führt die Forschungsuniversität MEI auf dem Gelände des Krasnodarer Trainingsinstituts Vorlesungen für ihre Studenten zum Thema Photovoltaik und deren Integration ins Netz durch.

Solare Energiewende in Russland beschleunigen

Damit wird die Testanlage zu einem elementaren Bestandteil der Energiewende in Russland. „Der Solarmarkt in Russland lag lange in einem Dornröschenschlaf“, weiß David Wedepohl, Geschäftsführer Internationales beim BSW Solar. „Die günstige Preisentwicklung bei Solarstrom gepaart mit den verbesserten Rahmenbedingungen könnten das ändern. Wir arbeiten gerne mit, diese so zu gestalten, dass auch hier ein wachsender Solarmarkt mit vielen Jobs entstehen kann. Es ist wichtig, junge Menschen einzubinden, denn der Umbau des Energiesystems ist eine Generationsaufgabe“, begründet Wedepohl den Ansatz, mit einer Testanlage den Nachwuchs zu schulen.

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