Offshore-Windpark

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Detailaufnahme von alpha ventus mit der Umspannplattform

Offshore-Windparks sind Windparks, die im Küstenvorfeld der Meere errichtet werden. Entgegen der im Deutschen teilweise üblichen Bezeichnung „Hochsee-Windparks“ werden Offshore-Windparks bisher jedoch nicht auf „hoher See“, sondern ausschließlich auf dem Festlandsockel gebaut. Offshore-Standorte zeichnen sich üblicherweise durch relativ kontinuierliche Windbedingungen und hohe durchschnittliche Windgeschwindigkeiten aus, weshalb in ihnen installierte Windkraftanlagen für gewöhnlich eine hohe Auslastung von 3500 bis 5000 Volllaststunden erzielen. Da Errichtung, Netzanbindung und Betrieb insbesondere bei großen Küstenentfernungen und hohen Wassertiefen deutlich teurer sind als bei Windparks an Land, liegen die Stromgestehungskosten trotz größerer Stromerträge höher als bei der Windenergienutzung an Land.[1]

Offshore-Regionen in Europa mit hohen Windstärken sind insbesondere die Nordsee, die Irische See bis Nordfrankreich, die Iberische Atlantikküste rund um La Coruna, der Golf von Lyon im Mittelmeer, die Griechische Ägäis, Teile der Küste Italiens Provinz Lecce, Provinz Tarent und Provinz Brindisi.[2]

Führend in der Nutzung der Offshore-Windenergie sind bislang Großbritannien und Dänemark, in deren Gewässern Stand 2013 die meisten Offshore-Windparks installiert sind (siehe Liste). Daneben setzt eine Reihe weiterer Staaten wie beispielsweise Deutschland, Frankreich, Belgien, die Niederlande, China und Japan auf einen starken Ausbau ihrer Offshore-Kapazität.

Errichtung[Bearbeiten]

Die Errichtung von Offshore-Windparks erfolgt mittels geschleppter Hubinseln oder speziell für diese Aufgabe gebaute Errichterschiffe. Sowohl Hubinseln als auch Errichterschiffe verfügen über einen Schwerlastkran, Stellfläche für Komponenten von Windkraftanlagen sowie ausfahrbare Standbeine, mit denen sie sich während der Errichtung der Anlagen fest auf dem Meeresboden verankern. Wichtige Bauschritte sind die Installation der Gründungsstrukturen, die Montage des Übergangsstücks zwischen Fundament und Turm, die Turmmontage, sowie die Installation der Turbine selbst, die ihrerseits wiederum aus mehreren Schritten besteht. Wichtig ist zudem die Verkabelung der einzelnen Anlagen mit der Umspannplattform sowie das Verlegen des Exportkabel zur Übergabestation an Land. Häufig sind mehrere Schiffe und Plattformen parallel an der Ausführung verschiedener Tätigkeiten in einem Windpark zu Gange.

Eingesetzte Windkraftanlagen[Bearbeiten]

Prototyp der Alstom Haliade (aufgestellt 2012).

Da Offshore-Standorte deutlich größere Ansprüche an Windkraftanlagen stellen als Standorte an Land, kommen hier speziell für diese Bedingungen entwickelte Anlagentypen zum Einsatz. Dabei verfolgen die Hersteller zwei Lösungsstrategien: Die Marinisierung von bestehenden Onshore-Anlagen durch entsprechende Modifikationen oder die komplette Neuentwicklung von reinen Offshore-Anlagen.[3] Neben den Belastungen, die durch die hohen Windgeschwindigkeiten auftreten, müssen die Anlagen insbesondere mit einem Korrosionsschutz gegen die salzhaltige Umgebungsluft geschützt werden. Hierfür finden meerwasserbeständiger Werkstoffe Verwendung, auch werden häufig Baugruppen vollständig gekapselt bzw. Maschinenhäuser und Türme mit Überdruckbelüftung ausgestattet.[4] Um Ausfälle und Stillstände zu minimieren sind die Anlagen häufig mit umfangreicheren Überwachungssystemen, Bordkränen für kleinere Reparaturarbeiten, Hubschrauberplattformen und/oder speziellen Anlandeplattformen zur besseren Erreichbarkeit bei hohem Seegang ausgestattet.[5] Daneben sind bestimmte betriebswichtige Systeme, sofern dies möglich ist, redundant ausgelegt.

Verglichen mit Onshore-Windparks ist der Anteil der Windkraftanlagen an den Gesamtkosten deutlich geringer, während die Kosten für Installation, Fundamente, Innerparkverkabelung und Netzanschluss prozentual höher liegen. Beim Offshore-Windpark Nysted machten die Turbinenkosten z.B. nur knapp 50 % der Gesamtinstallationskosten aus, während 51 % auf die Nebenkosten entfielen.[6] Da sich diese Nebenkosten mit einer Vergrößerung der Turbine nur unterproportional erhöhen[7], und auch Logistik und Wartung bei Großturbinen einfach möglich sind, ist in der Offshorebranche seit Jahren ein Trend zu immer größeren Turbinen festzustellen. Wurden in den ersten kommerziellen Offshore-Windparks bis etwa Ende der 2000er Jahre v.a. Turbinen mit 2 bis 3 MW Nennleistung und Rotordurchmessern von 80 bis 100 Metern eingesetzt, dominieren seit Ende der 2000er Jahre Windkraftanlagen mit 3,6 bis 6 MW und Rotordurchmessern zwischen 107 und 126 Metern. 2012/2013 wurden von mehreren Herstellern[8] neue Anlagentypen vorgestellt, deren Prototypen zumeist bereits installiert und in Betrieb genommen wurden. Diese Anlagen weisen mit Nennleistungen zwischen 6 und 8 MW und Rotordurchmessern von 150 bis 171 Metern nochmal deutlich höhere Werte auf, wobei insbesondere die Rotorblattfläche zur Maximierung des Energietrages sowie der Kostenreduktion überproportional angehoben wurde. In Serie gehen sollen sie ab Mitte des Jahrzehnts.[9]

Anlagen mit über 10 MW und Rotordurchmessern bis ca. 200 Metern befinden sich derzeit in der Entwicklung.[10]

Gründung der Offshore-Windenergieanlagen[Bearbeiten]

Tripod-Sockel in Bremerhaven

Auf die Gründung der Bauwerke wirken das eigene Gewicht, die Strömung des Wassers (auch die zyklische durch Ebbe und Flut) und die Kraft der Wellen. Die Kraft des Windes wirkt auf alle Teile des Bauwerks außerhalb des Wassers und indirekt auf die Gründung. All diese Kräfte können sich addieren. In der Nordsee ist der Grund meist sandig und damit relativ nachgiebig. Damit besteht die Gefahr von Langzeitverformungen, die die Standsicherheit der Anlagen gefährden.[11][12]

Auch an die Korrosionsbeständigkeit der Offshore-Bauwerke werden erhöhte Anforderungen gestellt, da die Anlagen ständig salzhaltigem Wasser und ebensolcher Luft ausgesetzt sind. Es wird versucht, mit kathodischen Korrosionsschutzstrom-Anlagen (KKS-Anlagen) der Anfälligkeit des verwendeten Stahls entgegenzuwirken.[13]

An die langfristige Standsicherheit der Offshorebauwerke sind die Anforderungen umso höher, je größer die Wassertiefe am Standort ist. Dies spielt besonders für deutsche Windparks, die fast nur im großen Abstand von der Küste genehmigt werden, eine große Rolle. Die Windenergieanlagen müssen sicher auf dem Boden gegründet werden. Es gibt verschiedene Gründungsmöglichkeiten:[14][15]

Auch wird über die Verwendung von schwimmenden Windkraftanlagen nachgedacht.[17] Schwimmende Tragstrukturen gelten zwar als vergleichsweise teuer, lassen sich jedoch einfacher auf große Anlagen anpassen und ermöglichen eine einfachere Logistik. Dadurch kommen sie insbesondere für große Anlagen in größerer Wassertiefe in Frage.[18] Zudem ist von Vorteil, dass harte Schläge von starken Windböen durch Zurückschwingen der Plattform etwas gedämpft werden können.[19] Bisher existieren jedoch nur wenige Testanlagen, kommerzielle Projekte wurden bisher noch keine realisiert.

Das Bremerhavener Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) koordiniert das HiPRWind-Projekt (High Power, High Reliability Offshore Wind Technology) mit einem Gesamtbudget von 20 Mio. Euro. Dabei sollen auch kosteneffiziente Ansätze für schwimmenden Windkraftanlagen zum Einsatz in Offshore-Windparks entwickelt und getestet werden.[20]

Elektrische Anbindung von Offshore-Windparks[Bearbeiten]

Abschluss eines Leerrohrs für ein Seekabel auf Norderney

Offshore-Windparks liefern ihre Energie über Seekabel an die Küste. Dort wird die Energie zumeist auf Höchstspannungsebene in das allgemeine Stromnetz eingespeist. Bei längeren Übertragungsstrecken ist zur Energieübertragung von See zu Land die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) eine Alternative zur Wechselstrom-Übertragung. Bei Gleichstrom-Übertragung fallen prinzipbedingt weniger Verluste an, da dann keine Blindleistung übertragen werden muss. Blindleistung führt im Wechselspannungsnetz immer zu Wirkverlusten durch den erhöhten Strom in der Leitung. Da die Kapazität eines Seekabels deutlich höher ist als die einer Freileitung an Land, ist der Einsatz von HGÜ auch bei relativ kurzen Entfernungen bereits wirtschaftlich.

Da weltweit die meisten Stromnetze Wechselstromnetze sind, steht am Ende jeder HGÜ ein Stromrichter, der den ankommenden Gleichstrom in Wechselstrom umwandelt. Aufgrund der damit verbundenen höheren Kosten sowie der Verluste im Wechselrichter in Höhe von 1,2 bis 2 %[21] müssen vor Errichtung eines Offshore-Windparks technische und wirtschaftliche Aspekte abgewogen werden, um zu bestimmen, wie die elektrische Anbindung an die Küste am günstigsten erfolgen kann.

Anfang 2012 wurde in Deutschland die HGÜ BorWin 1 zur Anbindung des Windparks (OWP) „BARD Offshore 1“ gebaut. Weitere HGÜ wie die HGÜ BorWin 2 für den OWP „Global Tech I“, HGÜ DolWin 1 für „Trianel Windpark Borkum“, HGÜ HelWin 1 für die OWP „Nordsee Ost“ und „Meerwind Süd/Ost“ und HGÜ SylWin 1 für den OWP „DanTysk“ sind in Bau, weitere geplant.

Der weitere Ausbau der Windenergie an der Küste macht eine Verstärkung des Übertragungsnetzes erforderlich, wenn die von Windparks gelieferte Energie vom Norden Deutschlands weiter in die Verbrauchszentren im Ruhrgebiet und in Süddeutschland transportiert werden soll. Gegenwärtig ist in Deutschland geplant, den Strom auf dem Land auch zukünftig über Hochspannungs-Überlandleitungen zu transportieren. Dies wird damit begründet, dass hierzulande Überlandleitungen billiger zu betreiben seien als im Boden verlegte Kabel. Daneben wird auch der Bau von insgesamt vier HGÜ-Trassen von Norddeutschland nach Süddeutschland erwogen.[22][23]

Betrieb[Bearbeiten]

Windbedingungen[Bearbeiten]

Offshorestandorte weisen in der Regel deutlich höhere Windgeschwindigkeiten auf als Standorte an Land, wodurch dort aufgestellte Windkraftanlagen höhere Erträge erzielen können. Die mittleren Windgeschwindigkeiten liegen in der südlichen Nordsee bei über 8 m/s in 60 Metern Höhe, in der nördlichen Nordsee rund 1 m/s darüber. In der Ostsee sind die Werte etwas geringer.[24] Typische Offshore-Windbedingungen herrschen ab einer Entfernung von ca. 10 km von der Küste. Durch ein "bauchiges" Windprofil sind zudem keine hohen Türme zum Erreichen der maximalen Kosteneffizienz notwendig, sodass die Turmhöhen maßgeblich durch die Rotorblattlänge sowie der zu erwarteten maximalen Wellenhöhe (Jahrhundertwelle) bestimmt werden.[25]

Turbulenzintensität[Bearbeiten]

Die Turbulenzintensität von Offshore-Windparks liegt deutlich unterhalb der Turbulenzwerte von Windparks an Land. Während Onshore die Turbulenzintensität zwischen 10 und 20 % liegt, liegt diese bei Offshore-Windparks für gewöhnlich unter 10 %; als typische Werte werden etwa 8 % auf einer Höhe von 60 bis 75 Metern angegeben. Damit einher gehen niedrigere strukturelle Belastungen für die Windkraftanlagen. Allerdings wirken sich die durch die Turbinen selbst verursachten Turbulenzen wiederum stärker aus als bei Windparks an Land, weswegen Offshore die Abstände zwischen den Turbinen größer sein müssen als Onshore.[26]

Turbulenzen wirken sich zudem ertragsmindernd aus, was insbesondere bei großen Windparks mit hohen Turbinenzahlen von Bedeutung ist.[27] Durch teilweise Abschattungen sowie Verwirbelungen erhalten die hinteren Windkraftanlagen weniger Wind oder Wind in schlechterer Qualität, der zu Ertragsverlusten führt. Bei einem 400-MW-Windpark und einem Abstand von 5 Rotordurchmessern verringert sich die Parkeffizienz nach Modellschätzungen um ca. 12 %, bei 7 Rotordurchmessern Abstand um 8 % und bei 9 Rotordurchmessern um 6 %.[28] Diese Verluste lassen sich durch gängige Maßnahmen wie z.B. das versetzte Bauen von Anlagen verringern, jedoch nicht gänzlich eliminieren. Bei schwimmenden Windkraftanlagen besteht theoretisch die Möglichkeit die Anlagen je nach vorherrschender Windrichtung zu verschieben und damit eine Ertragsoptimierung zu erreichen.[29] Dies wurde bisher jedoch noch nicht erprobt, sodass derzeit unklar ist, ob dieser Vorschlag auch praxistauglich ist.

Wartung und Reparatur[Bearbeiten]

Verglichen mit Onshore-Windparks ergeben sich für Offshore-Windparks mehrere Unterschiede im Betrieb. Dies betrifft insbesondere den Aspekt der Wartung und ggf. Reparatur der Anlagen. So sind Offshore-Windparks naturgemäß deutlich schlechter zu erreichen, wobei insbesondere bei rauen Witterungsbedingungen die Anlagen auch tagelang überhaupt nicht erreicht werden können. Für den küstennahen dänischen Offshore-Windpark Horns Rev weisen Statistiken beispielsweise eine Erreichbarkeit von 65 % per Schiff und 90 % per Hubschrauber aus; für deutlich weiter von der Küste entfernte Windparks geht man von einer niedrigeren Erreichbarkeit aus.[30] Daher liegen die Betriebs- und Wartungskosten deutlich oberhalb der Kosten von vergleichbaren Windparks an Land.[31]

Umweltauswirkungen und Ökologie[Bearbeiten]

Bei der Errichtung von Offshore-Anlagen wird unterseeisch durch Rammen und Bohrer, wie es die meisten Gründungsstrukturen erforderlich machen, ein erheblicher Geräuschpegel verursacht. Deshalb fordert unter anderem der Naturschutzbund Deutschland NABU beim Bau solcher Anlagen Blasenschleier einzusetzen, mit deren Hilfe der Lärmpegel gesenkt wird. Insbesondere Schweinswale würden durch den Lärm verschreckt und teilweise orientierungslos[32]. Der NABU kritisiert, dass beim Bau von alpha ventus diese Technik nicht wie geplant eingesetzt wurde. Andere Möglichkeiten der Geräuschvermeidung sind Schwerkraftfundamente, die ohne schallintensives Rammen auskommen, oder der Einsatz von schwimmenden Windkraftanlagen.

Mittlerweile liegen erste Testergebnisse aus dem Praxiseinsatz von Blasenschleier vor, die aus einem Forschungsprojekt am Windpark Borkum West II gewonnen wurden. Der Abschlussbericht dieser wissenschaftlichen Untersuchungen ist online einsehbar.[33] Demnach konnte die grundsätzliche Praxistauglichkeit nachgewiesen werden. Durch das Legen eines Blasenschleiers seien die Schallemissionen deutlich gedämpft und die beschallte Fläche um ca. 90 % verringert werden.

Europäischer Hummer

Bei einer Untersuchung des Offshore-Windparks Egmond aan Zee kamen niederländische Wissenschaftler zu dem Ergebnis, dass sich der Windpark positiv auf die Tierwelt auswirkt. So sei die Biodiversität innerhalb des Windparks größer als in der umgebenden Nordsee. Dies trifft insbesondere auf Meerestiere zu, die in dem Windpark Ruhestätten und Schutz finden. Dies ist nun auch bei der ökologischen Begleitforschung RAVE am deutschen Offshore-Windpark alpha ventus bestätigt worden[34][35]. Negative Auswirkungen habe es nur während des Baus gegeben. Hierbei mieden einige auf Sicht jagende Vogelarten den Windpark, während andere Vögel sich durch die Anlagen nicht gestört fühlten[36].

2013 berichtete Spiegel Online, dass an Offshore-Windparks Hummer angesiedelt werden sollen. Jedoch sei die Population infolge massiven Gifteintrages in die Nordsee sowie deren Erwärmung um 1 °C in den vergangenen 40 Jahren massiv eingebrochen, weswegen Hummer bereits seit Jahren nachgezüchtet und ausgewildert würden, um einen Zusammenbruch der Population zu vermeiden. Bisher erfolgte dies v.a. in der Nähe Helgolands, nun sollen auch Offshore-Windparks besiedelt werden. Diese böten sich besonders an, da Hummer einen harten Untergrund bevorzugten, der bei Offshore-Windparks durch künstliche Steinschüttungen als Schutz vor Auskolkung ohnehin angelegt werden muss. Finanziert wird das Vorgehen durch Ausgleichszahlungen der Windparkbetreiber, wodurch größere Zahlen von Hummern ausgewildert werden könnten. Als Pilotprojekt dient der OWP „Riffgat[37] innerhalb der Zwölf-Meilen-Grenze.

Entwicklung weltweit[Bearbeiten]

Mitte 2013 waren Windkraftanlagen mit einer Leistung von etwa 6,5 GW an Windkraft im Meer installiert. Bis Ende 2013 soll diese Kapazität auf rund 7,1 GW ansteigen.[38]

Europa ist bei der Entwicklung von Offshore-Anlagen bisher weltweit führend. Die gesamte installierte Leistung von Windkraftanlagen im Meer lag in Europa im Januar 2013 bei etwa 5.000 MW.[39] In Großbritannien war mit rund 3.000 MW die höchste Leistung installiert. An zweiter Stelle stand mit etwas mehr als 900 MW das Pionierland Dänemark. Auf dem dritten Platz liegt Deutschland mit einer installierten Leistung von etwa 520 MW, knapp vor Belgien mit rund 380 MW.[40]

Belgien[Bearbeiten]

Windkraftanlage im Windpark Thorntonbank

In Belgien wurden 2004 ein Seeraum für die Offshore-Windenergienutzung ausgewiesen und zur Realisierung sieben Konzessionen an unterschiedliche Unternehmen vergeben. Mit Stand 2013 ist der Windpark Thorntonbank mit insgesamt 325 MW vollständig abgeschlossen. Zum Einsatz kamen sechs Anlagen des Typs REpower 5M sowie 48 Anlagen des Typs 6M126 des gleichen Herstellers. Zudem ist die erste Bauphase des Projekts Bligh Bank mit 55 Anlagen des Typs Vestas V90-3 MW und zusammen 165 MW zur Hälfte realisiert. Ende 2013 wurde in diesem Windpark ein Prototyp der Offshore-Anlage Alstom Haliade 150-6 MW errichtet. Sie ist nach Unternehmensangaben mit einem Rotordurchmesser von 150 Metern und einer Leistung von 6 MW die größte bisher errichtete Offshore-Windkraftanlage; die Rotorblätter sind jeweils 73,5 Meter lang sind.[41] Weitere Offshore-Windparks befinden sich in der Planungs- bzw. Bauphase.

China[Bearbeiten]

Im Juli 2010 ging der erste chinesische Offshore-Windpark in Betrieb. Er liegt an der Küste vor Shanghai und wurde von Sinovel errichtet. Ende 2012 waren in der Volksrepublik China Offshore-Windparks mit zusammen 366 MW installiert, bis 2015 soll ein Ausbau auf 5 GW, bis 2020 auf 30 GW erfolgen.[42][43]. Neben den üblichen Dreiflüglern gibt es in China auch Bestrebungen, zweiflügelige Offshore-Anlagen zur Serienreife zu bringen. Im Juli 2013 gab Ming Yang die Entwicklung einer zweiflüglige Windkraftanlage mit 6,5 MW bekannt, ohne jedoch den Rotordurchmesser der Anlage nennen zu wollen. An Zweiflüglern mit einer Leistung von 12 MW wird demnach ebenso bereits gearbeitet, allerdings sei die Anlage noch in einem sehr frühen Entwicklungsstadium.[44]

Dänemark[Bearbeiten]

Dänischer Hochseewindpark Nystedt

Ebenso wie bei der Onshore-Windenergie war Dänemark auch bei der Offshore-Windenergie Pionier. Bereits 1991 ging bei Vindeby ein erster Windpark mit elf Anlagen zu je 450 kW Leistung ans Netz, wobei die Anlagen bis etwa 3 km vor der Küste in 3–4 Meter tiefem Wasser installiert wurden. 1995 folgte mit Tunø Knob ein weiterer Windpark, bestehend aus zehn 500-kW-Anlagen, der 6 km von der Küste in 3–5 Meter tiefem Wasser errichtet wurde. Ab Ende der 1990er Jahre wurden schließlich die ersten kommerziellen Projekte in Angriff genommen.[45] 2001 ging der Middelgrunden mit 20 2-MW-Anlagen ans Netz und ein Jahr später wurde Horns Rev 1 als damals größter Offshore-Windpark der Welt in Betrieb genommen. Dort kommen 80 Windkraftanlagen mit einer Gesamtleistung von 160 MW zum Einsatz, die jährlich ca. 600 GWh elektrischer Energie liefern. Später wurde dieser Windpark um 91 Anlagen auf eine installierte Leistung von 369 MW mit einem Regelarbeitsvermögen von 1,4 Mrd. kWh erhöht; ein weiterer Ausbau um 400 MW ist vorgesehen. Daneben wurden eine Reihe weiterer Offshore-Windparks errichtet, von denen der Offshore-Windpark Anholt mit einer Nennleistung von 400 MW aktuell der Leistungsstärkste ist.

Insgesamt waren in Dänemark im März 2013 mehr als 1.000 MW an Offshore-Windkraft installiert.[46] Durch topographisch günstige Bedingungen und geringe Küstenentfernungen sind die Stromgestehungskosten dänischer Offshore-Windparks vergleichsweise niedrig. Die Vergütung ist je nach Windpark unterschiedlich. Beispielsweise wird der am Standort „Rødsand 2“ erzeugte Strom mit 8,3 Cent/KWh vergütet.[47]. Beim Offshore-Windpark Anholt beträgt die Einspeisevergütung für die ersten 20 TWh 105,1 øre/kWh (entsprechend ca. 14 ct/kWh). Anschließend, nach etwa 12–13 Betriebsjahren, wird die produzierte elektrische Energie ohne weitere Subvention am freien Markt verkauft.[48]

Deutschland[Bearbeiten]

Zuständig für Antragsverfahren außerhalb der 12-Meilen-Zone, aber innerhalb der Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) ist das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH). Für die Errichtung innerhalb der 12-Meilen-Zone (Küstenmeer) sind die Verwaltungen der jeweiligen Bundesländer zuständig (bis jetzt Niedersachsen und Mecklenburg-Vorpommern).

Windkraftanlagen des Offshore-Windparks alpha ventus in der Deutschen Bucht

Im Juni 2013 waren in Deutschland 116 Windkraftanlagen mit einer Leistung von etwa 520 MW in Betrieb, die sich insbesondere in den Windparks alpha ventus, BARD Offshore 1 und Riffgat in der Nordsee sowie Baltic 1 in der Ostsee befinden.[49]

Bis Ende 2013 sind in der deutschen AWZ vom BSH 33 Offshore-Windpark-Projekte mit insgesamt 2250 Windenergieanlagen (WEA) genehmigt worden, davon 2010 in 30 Parks in der Nordsee und 240 in drei Parks in der Ostsee; zwei Anträge für die Ostsee wurden abgelehnt. Das entspricht nach Fertigstellung der Anlagen einer potenziellen Leistung von etwa 9 Gigawatt. Für die deutsche AWZ in Nord- und Ostsee laufen weitere Anträge für insgesamt 95 Vorhaben (78 Nordsee, 17 Ostsee).

Geschichte[Bearbeiten]

Um das Jahr 2000 gab es eine verbreitete Annahme, es gebe onshore in der Bundesrepublik nicht ausreichend Platz, um genug WEA aufstellen zu können. Zugleich konnten viele vergleichsweise windschwache Standorte noch nicht genutzt werden, während in einigen Bundesländern, insbesondere in Bayern, Hessen und Baden-Württemberg die Windenergienutzung durch die dortigen Landesregierungen politisch blockiert wurde. Aufgrund dieser Gemengelage wurde von der rot-grünen Bundesregierung beschlossen, neben der Windenergie an Land den Ausbau der Offshore-Windenergie zu forcieren.[50]

Im Energiekonzept der schwarz-gelben Bundesregierung wurde als Ziel die Errichtung einer Offshore-Windleistung von 10.000 MW bis 2020 festgelegt, bis 2030 sollten bis zu 25.000 MW erreicht werden[51]. Das Erreichen der bis 2020 angestrebten Leistung gilt jedoch als nicht mehr realistisch.[52]

alpha ventus“, der erste Offshore-Windpark in der deutschen AWZ, liefert seit Ende 2009 Strom, im April 2010 wurde er offiziell in Betrieb genommen. Er hat eine Gesamtleistung von 60 Megawatt, produzierte im Jahr 2012 insgesamt 268 Millionen Kilowattstunden.[53]

Im Januar 2013 befanden sich BARD Offshore 1, Trianel Windpark Borkum, Global Tech I, Meerwind und Nordsee Ost in der AWZ der Nordsee sowie Riffgat vor der Insel Borkum in Bau[54] und lieferten teilweise schon Strom. Am 8. Februar 2013 wurde mit den Bauarbeiten für DanTysk begonnen. Nach Fertigstellung wird sich die Nennleistung der Windparks auf insgesamt 2280 MW erhöhen, was rund 23 % der Zielzahl für 2020 entspricht.

Netzanschlüsse von Offshore-Windparks in der deutschen AWZ der Nordsee („Entenschnabel“)

Aus verschiedenen Gründen zögerten viele Banken bei der Kreditvergabe an Betreiber und Werften[55]. Während in anderen Ländern Offshore-Windparks in küstennahen Gewässern gebaut werden, müssen in Deutschland die meisten Windparks in küstenfernen und dadurch tieferen Gewässern gebaut werden, damit die Windparks nicht von der Küste aus gesehen werden können. Dies erhöht die Kosten der Offshore-Windenergie in Deutschland erheblich.[56] Zusätzlich werden ökologische Gründe genannt.

Seit der von der rot-grünen Bundesregierung beschlossenen Energiewende und verstärkt seit dem (zweiten) Atomausstieg 2011 nach der Nuklearkatastrophe von Fukushima steht der Ausbau der Windenergie zunehmend im Fokus des öffentlichen Interesses.

Im Juni 2013 wurden Berechnungen des Umweltbundesamtes bekannt, wonach (angesichts der Leistungssteigerungen bei Onshore-Windkraftanlagen) Offshore-Anlagen rein rechnerisch nicht nötig wären.[57][58]

Wirtschaftlichkeit[Bearbeiten]

Der Fördersatz für Offshore-Anlagen, die bis 2015 ans Netz gehen, beträgt 15 ct/kWh für die ersten zwölf Betriebsjahre (Anfangsvergütung). Diese Anfangsvergütung verlängert sich für jede über zwölf Seemeilen hinausgehende volle Seemeile um 0,5 Monate sowie für jeden über eine Wassertiefe von 20 Metern hinausgehenden vollen Meter Wassertiefe um 1,7 Monate. Erst danach sinkt die Vergütung auf 3,5 ct/kWh, den die Erzeuger für den Offshore-Strom erhalten. Auf die Dauer der EEG-Vergütung von 20 Jahren beträgt die durchschnittliche Vergütung damit für Offshore-Windstrom mindestens 10,4 ct/kWh (bei 12 Seemeilen Küstenentfernung und einer Wassertiefe von maximal 20 Metern) womit sie aktuell unterhalb unter der Vergütung von Photovoltaikanlagen liegen würde, die im April 2013 zwischen 15,92 ct/kWh für Kleinanlagen und 11,02 ct/kWh für Großanlagen liegt (für Näheres siehe hier).

Da Offshore-Windparks in Deutschland jedoch im Normalfall nicht in Küstennähe, sondern 30-100 km von der Küste entfernt in 20-50 Meter tiefem Wasser errichtet werden, wodurch sich die Anfangsvergütung in der Regel deutlich verlängert, sind die 10,4 ct/kWh als unterstmögliche Einspeisevergütung zu sehen. BARD Offshore 1 als relativ weit von der Küste entfernter Offshore-Windpark liegt beispielsweise rund 60 Seemeilen vor der Küste in etwa 40 Meter tiefem Wasser. Dadurch verlängert sich bei ihm die Anfangsvergütung rechnerisch durch die vergleichsweise große Küstenentfernung um ca. zwei Jahre (48 × 0,5 Monate), durch die Wassertiefe (20 × 1,7 Monate) um knapp drei Jahre, insgesamt also um etwa fünf Jahre. Die mittlere Einspeisevergütung über 20 Betriebsjahre betrüge dann etwa 13,3 ct/kWh.[59]

Alternativ ist auch ein Stauchungsmodell möglich, bei dem für vor 2018 errichtete Windparks als Anfangsvergütung die ersten acht Jahre 19 ct/kWh gewährt werden. Werden die 12 Seemeilen Küstenentfernung sowie 20 Meter Wassertiefe überschritten, so werden analog dem oben geschilderten Mechanismus über den verlängerten Zeitraum (s.o.) 15 ct/kWh gezahlt, nach Ablauf dieser Verlängerung 3,5 ct/kWh.[60]

Kostensenkungspotential der Offshore-Windkraft[Bearbeiten]

Die Kostensenkungspotentiale der Offshore-Windkraft sind nun vom führenden Hersteller von Offshore-Windkraftanlagen - Siemens Windenergie - benannt und beziffert worden. Demnach sollen die Kosten des Offshore-Windstromes bis zum Jahr 2020 um 40 % gesenkt werden, danach sollen noch weitere Kostensenkungen möglich werden. Siemens sieht das Kostensenkungpotential insbesondere durch Gewichtsreduzierungen, industrielle Serienfertigung, Einführung längerer Rotorblätter und größerer Nabenhöhen sowie bessere Logistik zu erreichen, auch wird an schwimmende Fundamente gedacht.[61] Prognos macht in der Senkung der Wartungs- und Betriebskosten sowie Finanzierungskosten die die größten Potenziale. Insgesamt schätzen sie das Kostensenkungspotenzial innerhalb der nächsten zehn Jahre auf 32 bis 39 %.[7]

Kritik[Bearbeiten]

Der Think-Tank Agora Energiewende hat zusammen mit dem Beratungsunternehmen consentec in einer Studie gezeigt, dass sich jährlich rund zwei Milliarden Euro sparen ließen, wenn Deutschland zunächst den Ausbau der Offshore-Windenergie bis 2023 verlangsamen und dafür Wind- und Solaranlagen an Land bauen würde. Hintergrund sei, dass Onshore-Windenergie deutlich günstiger ist als Offshore-Windenergie. Zudem könnten bei verbrauchsnaher Installation von Windenergie- und Photovoltaikanlagen Netzausbaukosten verschoben werden.[62][63][64]

Holger Krawinkel von der Verbraucherzentrale plädierte daraufhin für einen Offshore-Ausbaustopp. Der Geschäftsführer der Agora Energiewende Rainer Baake äußerte sich im Frühjahr 2013 wie folgt: Zwar würde ein „schneller Offshore-Ausbau die Energiewende tatsächlich deutlich teurer machen“, er ziehe jedoch nicht die gleiche Schlussfolgerung wie Krawinkel. Vielmehr könnte bei Offshore-Windparks noch „ein erhebliches Potenzial an Technologie-Innovation und auch an Kostensenkung […] realisiert werden“. Dafür bedürfe es eines weiteren Ausbaus; dieser sollte aber deutlich verlangsamt werden.[65]

Großbritannien[Bearbeiten]

Großbritannien setzte früher als die meisten anderen Staaten auf den starken Ausbau der Offshore-Windenergie. Bereits 1998 begannen Verhandlungen der Windbranche mit der Regierung zum Zweck der Ausweisung von Vorranggebieten innerhalb der 12-Seemeilen-Zone, die zum Crown Estate gehören. Daraufhin wurden Richtlinien erlassen und schließlich Projekte ausgeschrieben, die als "Round 1" bezeichnet werden. Als erstes Round-1-Projekt wurde 2003 der Windpark North Hoyle mit 60 MW in Betrieb genommen, weitere Windparks folgten. Durch die Errichtung nur wenige Kilometer vor der Küste in flachem Wasser konnten sowohl Installation und Netzanschluss verhältnismäßig einfach und damit vergleichsweise günstig realisiert werden. Anschließend folgten zwei weitere, als "Round 2" und "Round 3" bezeichnete Ausschreibungsverfahren, die den Bau größerer Offshore-Windparks zum Zweck hatten.

Die Vergütung erfolgte nicht einheitlich und wurde zwischenzeitlich verändert. Im April 2009 erhöhte die britische Regierung die Vergütung des Offshore-Stroms, indem zwei statt wie bislang ein Zertifikat pro erzeugter Megawattstunde erteilt wurde. Ein Zertifikat entspricht etwa 3 Cent pro kWh. Seit April 2010 gibt es ähnlich wie in Deutschland eine Vergütung, die Windenergie ist außerdem von Abgaben befreit.

Aktuell (Stand: Juli 2013) verfügt Großbritannien mit ca. 3.300 MW über die weltweit größte installierte Offshore-Kapazität, bis zum Jahr 2020 soll eine Offshore-Leistung von 18.000 MW aufgebaut werden. London Array ist mit 630 MW der bislang größte in Betrieb befindliche Offshore-Windpark der Welt, im Endausbau soll er über eine Kapazität von ca. 1000 MW verfügen.[66] Auf Rang zwei folgt der am 8. August 2013 eröffnete Windpark Greater Gabbard mit einer Leistung von 504 MW. Zukünftig sind aber in den Ausschreibungen nach Round 3 noch größere Windparks geplant. Größter Windpark soll Doggerbank mit einer Leistung von 9.000 MW werden.

Japan[Bearbeiten]

Durch die besondere topographische Lage Japans mit steil abfallenden Küsten ist die Nutzung von Offshore-Windparks mit konventionellen Gründungsstrukturen erheblich erschwert. Deshalb setzt Japan stärker als andere Staaten auf schwimmende Gründungen. Erste Testprojekte wurden Ende 2013 bereits umgesetzt.[67] Auf lange Sicht soll in den Gewässern vor Fukushima der größte schwimmende Windpark der Welt entstehen. Bis 2015 sollen zwei weitere große Windkraftanlagen mit je 7 MW folgen. Wann der kommerzielle Windpark folgen soll, ist derzeit noch unklar.[68][69]

Siehe auch[Bearbeiten]

Weblinks[Bearbeiten]

 Wiktionary: Offshorewindpark – Bedeutungserklärungen, Wortherkunft, Synonyme, Übersetzungen
  • offshore-wind.de – Informationsplattform zur Nutzung der Windenergie auf See
  • Windparks – Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH)
  • Windpark Cuxhaven – Beitragsserie der Deutschen Welle über die Entstehung des Windparks „BARD Offshore 1“

Literatur[Bearbeiten]

  • Alfred-Toepfer-Akademie für Naturschutz (Hrsg.): Offshore-Windparks und Naturschutz: Konzepte und Entwicklung. NNA-Berichte 16. Jg., Heft 3/2003, 76 Seiten, 2003.
  • Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz u. Reaktorsicherheit: Entwicklung der Offshore-Windenergienutzung in Deutschland (PDF; 1,0 MB) 2007.
  • Jörg v. Böttcher (Hrsg.): Handbuch Offshore-Windenergie. Rechtliche, technische und wirtschaftliche Aspekte. München 2013, ISBN 978-3-486-71529-3.
  • E. Brandt, K. Runge: Kumulative und grenzüberschreitende Umweltwirkungen im Zusammenhang mit Offshore Windparks: Rechtsrahmen und Untersuchungsempfehlung. 2002, ISBN 3-7890-7797-6.
  • Erich Hau: Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit. 4. Auflage. Springer, Berlin 2008, ISBN 978-3-540-72150-5.
  • S. Pestke: Offshore-Windfarmen in der Ausschließlichen Wirtschaftszone: im Zielkonflikt zwischen Klima- und Umweltschutz. Nomos-Verl.-Ges., Baden-Baden; teilw. zugl.: Univ. Bremen, Diss., 2008, ISBN 978-3-8329-3132-2.
  • M. Richter: Offshore-Windenergie in Deutschland. Potenziale, Anforderungen und Hürden der Projektfinanzierung von Offshore-Windparks in der deutschen Nord- und Ostsee. Centre for Sustainability Management, Lüneburg 2009 CSM Lüneburg (PDF).
  • Offshore-Windparks in Europa · Marktstudie 2010. KPMG AG Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, 2010, 90 Seiten.

Einzelnachweise[Bearbeiten]

  1. Stromgestehungskosten Erneuerbarer Energien, November 2013 (PDF; 5,2 MB). Internetseite von Fraunhofer ISE. Abgerufen am 29. Dezember 2013.
  2. European wind resources over open sea http://www.windatlas.dk/ Zuletzt abgerufen am 28. Dezember 2013.
  3. Robert Gasch, Jochen Twele (Hrsg.): Windkraftanlagen. Grundlagen, Entwurf, Planung und Betrieb. Springer, Wiesbaden 2013, S. 555.
  4. Windenergie-Report Deutschland 2009 Offshore. Fraunhofer IWES. Abgerufen am 30. Dezember 2013.
  5. Erich Hau, Windkraftanlagen: Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit. Berlin, Heidelberg 2008, S. 680.
  6. Erich Hau, Windkraftanlagen: Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit. Berlin, Heidelberg 2008, S. 845.
  7. a b Kostensenkungspotenziale der Offshore-Windenergie in Deutschland. Internetseite von Prognos, abgerufen am 28. Dezember 2013
  8. Hierbei handelt es sich u.a. um Siemens (SWT-6.0-154), Senvion (6M152), Alstom (Haliade 6.0-150), Samsung (S7.0-171) und Vestas (V164-8.0)
  9. Next Generation: Die neuen großen Offshore-Turbinen im Vergleich. Windmesse. Abgerufen am 30. Dezember 2013.
  10. Work starts on 'very long blade' prototype. In: Windpower Monthly, 17. Dezember 2013. Abgerufen am 30. Dezember 2013.
  11. Torsten Wichtmann et al.: Die an den Fundamenten rütteln – Ingenieure prognostizieren Langzeitverformungen bei Offshore-Windenergieanlagen. In: Hansa, Heft 6/2010, S. 73–77, Schiffahrts-Verlag Hansa, Hamburg 2010, ISSN 0017-7504
  12. Forschung zur Stabilität von Offshore-Anlagen. In: Schiff & Hafen, Heft 12/2011, S. 63 f., Seehafen-Verlag, Hamburg 2011, ISSN 0938-1643
  13. Bundesanstalt für Wasserbau: Sicherheit von Bauwerken an Wasserstraßen – Schutzstromanlage des Windparks Alpha Ventus. In: BAW-Geschäftsbericht 2010, S. 18 f., Karlsruhe 2011, ISSN 2190-9156
  14. Bundesanstalt für Wasserbau: Plausibilitätsprüfungen für Gründungen von Offshore-Windenergieanlagen. In: BAW-Geschäftsbericht 2010, S. 25 f., Karlsruhe 2011, ISSN 2190-9156
  15. Kay-Uwe Fruhner, Bernhard Richter: Fundamentkonstruktionen von Offshore-Windanlagen. In: Schiff & Hafen, Heft 9/2010, S. 224–230. Seehafen-Verlag, Hamburg 2010, ISSN 0938-1643
  16. Jörn Iken: Rutschende Übergänge - Die Verbindung zwischen Übergangsstück und Monopile erwies sich in vielen Fällen als labil. Jetzt stehen teure Reparaturen an. Konische Stahlrohre, Flansche und Schubrippen sollen die Lösung sein. In: Hansa, Heft 8/2013, S. 42–44, Schiffahrts-Verlag Hansa, Hamburg 2013, ISSN 0017-7504
  17. Frank Adam, Frank Dahlhaus, Jochen Großmann: Schwimmende Fundamente für Offshore-Windkraftanlagen. In: Schiff & Hafen, Heft 9/2012, S. 224–227, Seehafen-Verlag, Hamburg 2012, ISSN 0938-1643
  18. Windenergie Report Deutschland 2012, S. 49. (PDF; 13,6 MB). Fraunhofer IWES. Abgerufen am 24. Juni 2013
  19. Die Windkraft schwimmt sich frei. In: Technology Review, 13. August 2012. Zuletzt abgerufen am 28. Dezember 2013.
  20. Potenzial für Tiefwasserstandorte. In: Schiff & Hafen, Heft 1/2011, S. 83, Seehafen-Verlag, Hamburg 2011, ISSN 0938-1643
  21. Valentin Crastan, Dirk Westermann, Elektrische Energieversorgung 3. Dynamik, Regelung und Stabilität, Versorgungsqualität, Netzplanung, Betriebsplanung und -führung, Leit- und Informationstechnik, FACTS, HGÜ, Berlin - Heidelberg 2012, S. 446.
  22. Neue Stromtrassen geplant. In: FAZ, 23. September 2011. Abgerufen am 28. Dezember 2013.
  23. Tennet und EnBW bauen 800 km lange Stromverbindung. In: Handelsblatt, 24. Oktober 2013. Abgerufen am 28. Dezember 2013.
  24. Erich Hau, Windkraftanlagen: Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit. Berlin, Heidelberg 2008, S. 701f.
  25. Erich Hau, Windkraftanlagen: Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit. Berlin, Heidelberg 2008, S. 680.
  26. Erich Hau, Windkraftanlagen: Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit. Berlin, Heidelberg 2008, S. 702.
  27. Turbulenz im Park. http://www.wind-lexikon.de Zuletzt abgerufen am 28. Dezember 2013.
  28. Lorenz Jarass, Gustav M. Obermair, Wilfried Voigt, Windenergie. Zuverlässige Integration in die Energieversorgung, Berlin - Heidelberg 2009, S. 51.
  29. Mobility solution. http://www.ideol-offshore.com. Abgerufen am 28. Dezember 2013.
  30. dena-Netzstudie II. dena. Abgerufen am 29. Dezember 2013., S. 84
  31. Lorenz Jarass, Gustav M. Obermair, Wilfried Voigt, Windenergie. Zuverlässige Integration in die Energieversorgung, Berlin - Heidelberg 2009, S. 148.
  32. Hannes Koch: Windpark-Boom bedroht Schweinswale. Spiegel Online, 23. Januar 2011, abgerufen am 27. April 2010.
  33. Entwicklung und Erprobung des Großen Blasenschleiers zur Minderung der Hydroschallemissionen bei Offshore-Rammarbeiten. http://www.bioconsult-sh.de. Abgerufen am 28. Dezember 2013.
  34. Peter Kleinort: Offshore besteht Verträglichkeitsprüfung. In: Täglicher Hafenbericht vom 31. Oktober 2013, S. 15
  35. Makrelen mögen Windräder. In: Nordsee-Zeitung, 31. Oktober 2013. Abgerufen am 28. Dezember 2013.
  36. Ruhe unter Rotoren. In: Deutschlandradio, 26. Oktober 2011, abgerufen am 26. Oktober 2011
  37. Nordsee: Hummer sollen Windpark besiedeln. In: Spiegel Online, 19. April 2013, abgerufen am 20. April 2013
  38. Offshore Wind Installations on Track For Seventh Consecutive Record Year. In: EcoBusiness, 30. Oktober 2013, abgerufen am 28. Dezember 2013
  39. Offshore-Windenergie: knapp 5.000 MW in Europa am Netz. In: IWR, 28. Januar 2013, abgerufen am 28. Dezember 2013
  40. International. http://www.offshore-windenergie.net. Abgerufen am 28. Dezember 2013
  41. Alstom installiert die weltweit größte Offshore-Windkraftanlage vor der belgischen Küste. Internetseite von Alstom, abgerufen am 28. Dezember 2013
  42. Siemens setzt auf Chinas Offshore-Windmarkt. http://www.shareribs.com, abgerufen am 28. Dezember 2013
  43. Turbine makers vie to fulfill China’s 30-GW offshore ambitions. http://www.cleanbiz.asia/ abgerufen am 28. Dezember 2013
  44. Ming Yang working on 12MW offshore turbine. In: Windpower Monthly, 11. Juli 2013, abgerufen am 28. Dezember 2013
  45. Erich Hau, Windkraftanlagen: Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit. Berlin, Heidelberg 2008, S. 709f.
  46. Dänemark nimmt Gigawatt-Hürde bei Offshore-Windenergie. In: IWR, 21. März 2013, abgerufen am 28. Dezember 2013
  47. E.on baut Windpark in Dänemark. In: Heise.de, 11. Oktober 2008, abgerufen am 28. Dezember 2013
  48. Anholt Offshore wind farm - 400MW. Danish Energy Agency, abgerufen am 28. Dezember 2013
  49. Offshore-Windparks in Betrieb. http://www.offshore-windenergie.net. Abgerufen am 28. Dezember 2013
  50. Holger Krawinkel Stoppt die Offshore-Windkraft!Vorlage:Webarchiv/Wartung/Nummerierte_Parameter. In: Financial Times Deutschland, 19. Dezember 2011, abgerufen am 10. August 2013
  51. BMVBS Bundesministerium für Verkehr, Bau und Stadtentwicklung, Offshore-Windenergie: Raumordnungsplan für die Ostsee beschlossen
  52. Nadelöhr für den Ausbau der Windenergie. In: Deutschlandfunk, 7. September 2012, abgerufen am 28. Dezember 2013
  53. Offshore-Windpark alpha ventus produziert 2012 deutlich über dem Soll. In: IWR, 2. Januar 2013, abgerufen am 28. Dezember 2013
  54. Status des Windenergieausbaus in Deutschland 2012. Deutsche Windguard, abgerufen am 30. Januar 2013
  55. sueddeutsche.de vom 24. Juni 2011, Seite 26 (PDF; 93 kB) Professor Claudia Kemfert sagte 2011, selbst großen Firmen fehle die Co-Finanzierung durch Banken. Zum Beispiel habe RWE sich über die mangelnde Kreditvergabe beklagt.
  56. Energiewende: Ökobranche begräbt Hoffnung auf Meeres-Windparks. In: Spiegel-Online, 1. Mai 2007, abgerufen am 28. Dezember 2013
  57. Alternative Energien: Potential von Onshore-Windkraft wird gewaltig unterschätzt In: Spiegel-Online, 9. Juni 2013, abgerufen am 28. Dezember 2013
  58. Potenzial der Windenergie an Land. Studie zur Ermittlung des bundesweiten Flächen- und Leistungspotenzials der Windenergienutzung an Land (PDF; 5,1 MB). Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik im Auftrag des Umweltbundesamtes, abgerufen am 15. Juni 2013
  59. Da BARD keine Angaben zu der tatsächlichen Einspeisevergütung macht, sind die hier genannten Zahlen als Rechenbeispiel zu betrachten; die real gezahlte Einspeisevergütung kann geringfügig abweichen.
  60. Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz – EEG). Januar 2012, abgerufen am 28. November 2013 (pdf; 486 kB, siehe § 31 Windenergie Offshore).
  61. Siemens setzt auf das Geschäft mit Windparks im Meer. In: Hamburger Abendblatt, 16. Juli 2013, abgerufen am 28. Dezember 2013
  62. Energiewende: Festland-Konkurrenz hängt Offshore-Windparks ab. In: Spiegel Online, 21. März 2013, abgerufen am 23. März 2013
  63. Optimierter Ausbau spart bis zu 2 Mrd. Euro im Jahr. Agora-Energiewende. Abgerufen am 24. März 2013
  64. Offshore-Windstrom ist zu teuer. In: Die Zeit, 29. Mai 2013, abgerufen am 28. Dezember 2013
  65. Wir müssen die richtige Balance finden. Nordwest-Radio. Abgerufen am 5. April 2013
  66. Offshore-Energie: Großbritannien eröffnet größten Windpark der Welt. In: Spiegel Online, 4. Juli 2013, abgerufen am 6. Juli 2013
  67. Schwimmende Offshore-Turbine für Japan. In: Erneuerbare Energien. Das Magazin, 30. Oktober 2013, abgerufen am 28. Dezember 2013
  68. Windenergie lernt vor Fukushima schwimmen
  69. Work starts on Fukushima floating project. In: Windpower Monthly, 25. Juni 2013, abgerufen am 28. Dezember 2013