Ältere Windparks

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Der Begriff Ältere Windparks bezeichnet Windkraftanlagen, die vor allem in den 1990er- und frühen 2000er-Jahren errichtet wurden und heute technisch sowie wirtschaftlich vor neuen Herausforderungen stehen. Diese Anlagen spielen zwar eine wichtige Rolle in der Energiewende, erfordern jedoch zunehmend Modernisierungen oder Rückbau, um mit aktuellen Standards Schritt zu halten.

Allgemeine Beschreibung

Ältere Windparks entstanden vorrangig während der Pionierphase der Windenergienutzung, als die Technologie noch nicht ausgereift war und politische Förderprogramme wie das deutsche Stromeinspeisungsgesetz (1991) oder das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG, 2000) den Ausbau beschleunigten. Viele dieser Anlagen haben eine installierte Leistung von unter 1 Megawatt (MW) pro Turbine und nutzen Technologien, die heute als veraltet gelten. Typisch sind beispielsweise Getriebe-Windenergieanlagen mit Asynchrongeneratoren, die im Vergleich zu modernen direktgetriebenen Systemen (z. B. mit Permanentmagnet-Generatoren) höhere Wartungskosten verursachen.

Die Lebensdauer von Windkraftanlagen wird üblicherweise auf 20 bis 25 Jahre ausgelegt, wobei viele Ältere Windparks diese Grenze bereits erreicht oder überschritten haben. Laut Bundesverband WindEnergie (BWE) waren 2023 rund 30 % der deutschen Windkraftanlagen älter als 20 Jahre. Diese Anlagen stehen vor dem sogenannten Repowering – dem Ersatz durch leistungsfähigere Modelle – oder dem vollständigen Rückbau. Ein zentrales Problem ist die sinkende Wirtschaftlichkeit: Ältere Anlagen erhalten keine oder nur reduzierte EEG-Einspeisevergütungen, während gleichzeitig die Betriebskosten durch verschlissene Komponenten steigen.

Hinzu kommen technische Einschränkungen: Frühere Anlagen waren oft für geringere Windgeschwindigkeiten ausgelegt und erreichen daher niedrigere Kapazitätsfaktoren (Verhältnis von tatsächlicher zu theoretisch möglicher Stromerzeugung) als moderne Turbinen. Zudem erfüllen sie häufig nicht die heutigen Anforderungen an Netzstabilität (z. B. Blindleistungsbereitstellung oder Frequenzregelung), was ihre Integration in das Stromnetz erschwert. Umweltauflagen, wie strengere Lärmschutz- oder Artenschutzbestimmungen (z. B. für Fledermäuse und Vögel), können den Weiterbetrieb zusätzlich einschränken.

Technische Merkmale

Ältere Windparks zeichnen sich durch mehrere technische Besonderheiten aus, die sie von modernen Anlagen unterscheiden. Dazu gehört die Verwendung von Stall-Regelung (passive Leistungsbegrenzung durch aerodynamische Strömungsablösung) statt der heute üblichen Pitch-Regelung (aktive Verstellung der Rotorblätter). Stall-geregelte Anlagen sind zwar robuster, aber weniger effizient in der Energieausbeute. Zudem waren die Türme früherer Anlagen oft aus Stahlrohr oder Gittermasten gefertigt und auf Nabenhöhen von 50 bis 80 Metern begrenzt – moderne Anlagen erreichen dagegen Nabenhöhen von über 160 Metern, um höhere Windgeschwindigkeiten in größeren Höhen zu nutzen.

Die Generatoren älterer Windkraftanlagen arbeiteten häufig mit Asynchrongeneratoren, die einen direkten Netzanschluss erfordern und keine variable Drehzahl zulassen. Dies führt zu höheren mechanischen Belastungen und einem geringeren Teillastwirkungsgrad. Moderne Anlagen setzen dagegen auf doppelt gespeiste Asynchrongeneratoren oder vollumrichtergesteuerte Synchronmaschinen, die eine entkoppelte Drehzahlregelung ermöglichen und die Netzkompatibilität verbessern. Auch die Rotorblätter älterer Anlagen waren kürzer (typisch: 20–40 Meter Länge) und aus Glasfaser-Verbundwerkstoffen gefertigt, während heutige Blätter oft über 70 Meter lang sind und Carbonfasern für höhere Steifigkeit nutzen.

Ein weiteres Merkmal ist die fehlende oder rudimentäre Fernüberwachung: Viele ältere Anlagen verfügen nicht über digitale Condition-Monitoring-Systeme (CMS), die Verschleißerscheinungen in Echtzeit erfassen. Stattdessen sind regelmäßige manuelle Inspektionen erforderlich, was die Wartungskosten erhöht. Zudem waren die Fundamente älterer Anlagen oft für geringere Lasten ausgelegt, da die dynamischen Kräfte durch größere Rotoren und höhere Turbinenleistungen damals unterschätzt wurden.

Anwendungsbereiche

• Repowering: Der Ersatz älterer durch moderne Anlagen ist der häufigste Anwendungsbereich. Dabei wird die gleiche Fläche genutzt, um mit weniger, aber leistungsstärkeren Turbinen (z. B. 3–6 MW statt 0,5–1 MW) die Stromerzeugung zu vervielfachen. Repowering-Projekte profitieren von bestehenden Netzanschlüssen und Genehmigungen, müssen jedoch oft neue Umweltverträglichkeitsprüfungen durchlaufen.
• Weiterbetrieb mit Modernisierung: Bei guten Windbedingungen und intakter Bausubstanz können ältere Anlagen durch Nachrüstungen (z. B. neue Generatoren, Rotorblätter oder Steuerungssysteme) weiterbetrieben werden. Dies ist besonders in Regionen mit niedrigen Stromgestehungskosten oder speziellen Förderprogrammen (z. B. EEG-Übergangsregelungen) wirtschaftlich sinnvoll.
• Forschungs- und Testzwecke: Einige ältere Windparks dienen als Versuchsanlagen für neue Technologien, z. B. zur Erprobung von Retrofit-Lösungen (Nachrüstung von Sensoren oder Umrichtern) oder zur Untersuchung von Materialermüdung. Universitäten und Forschungsinstitute nutzen sie für Langzeitstudien zu Alterungsprozessen.
• Rückbau und Recycling: Nicht mehr wirtschaftliche Anlagen werden demontiert, wobei die Komponenten (z. B. Stahl, Kupfer, Beton) recycelt werden. Besonders die Rotorblätter stellen aufgrund ihrer Verbundmaterialien eine Herausforderung dar; hier werden neue Verfahren wie Pyrolyse oder mechanisches Zerkleinern erprobt.

Bekannte Beispiele

• Windpark Westküste (Deutschland): Einer der ersten großen Windparks Deutschlands (ab 1987) mit Anlagen der 100–300-kW-Klasse. Viele Turbinen wurden bereits repowert oder zurückgebaut, einige dienen heute als Denkmäler der Energiewende.
• Windpark Vindeby (Dänemark): Der erste Offshore-Windpark der Welt (1991, 11 Anlagen à 450 kW) wurde 2017 nach 26 Jahren Betrieb demontiert. Die Erfahrungen aus diesem Projekt prägten die Entwicklung der Offshore-Windenergie.
• Windpark Cuxhaven (Deutschland): Ein frühes Repowering-Projekt (2005–2010), bei dem 30 alte 600-kW-Anlagen durch 12 moderne 2-MW-Anlagen ersetzt wurden, was die Jahresstromerzeugung von 30 auf 70 Gigawattstunden (GWh) steigerte.
• Windpark Tarifa (Spanien): Einer der ältesten Windparks Europas (ab 1992) mit Anlagen des Herstellers Micon. Einige Turbinen sind noch in Betrieb, während andere durch moderne Modelle ersetzt wurden.

Risiken und Herausforderungen

• Wirtschaftliche Risiken: Nach Ablauf der EEG-Förderung (nach 20 Jahren) müssen ältere Anlagen ohne Subventionen am Strommarkt bestehen. Bei niedrigen Börsenstrompreisen (z. B. unter 5 Cent/kWh) ist der Weiterbetrieb oft unvertretbar, da die Betriebskosten (Wartung, Versicherung, Netzentgelte) die Erlöse übersteigen.
• Technische Alterung: Verschleiß an Lagern, Getrieben und Generatoren führt zu häufigeren Ausfällen und höheren Instandhaltungskosten. Besonders kritisch sind Schwingungsrisse in Türmen oder Fundamenten, die durch jahrzehntelange dynamische Belastungen entstehen.
• Regulatorische Hürden: Neue Umweltauflagen (z. B. zum Artenschutz oder Schattenwurf) können den Weiterbetrieb unmöglich machen. Zudem erfordern Repowering-Projekte oft neue Genehmigungen, die durch längere Planungsverfahren verzögert werden.
• Netzintegration: Ältere Anlagen erfüllen häufig nicht die technischen Vorgaben der Netzanschlussregeln (z. B. Fault-Ride-Through-Fähigkeit), was zu Abregelungen oder Netzstörungen führen kann. Nachrüstungen sind oft teuer und technisch begrenzt umsetzbar.
• Recycling-Problematik: Die Entsorgung von Rotorblättern (aus Glas- oder Carbonfaser-Verbundstoffen) ist aufwendig und kostspielig. Bisher gibt es keine flächendeckenden Recyclinglösungen, was zu Deponierung oder Verbrennung führt – ein wachsendes Problem angesichts der steigenden Zahl ausgemusterter Anlagen.

Ähnliche Begriffe

• Repowering: Der Prozess des Ersatzes alter Windkraftanlagen durch moderne, leistungsstärkere Modelle an derselben Standort. Ziel ist die Steigerung der Stromerzeugung bei gleichzeitiger Reduzierung der Anlagenzahl.
• End-of-Life-Windkraftanlagen: Bezeichnung für Windkraftanlagen, die das Ende ihrer technischen oder wirtschaftlichen Lebensdauer erreicht haben und zurückgebaut werden müssen.
• Post-EEG-Anlagen: Windkraftanlagen, deren 20-jährige EEG-Förderung ausgelaufen ist und die seitdem ohne staatliche Subventionen am Strommarkt teilnehmen müssen.
• Retrofitting: Nachrüstung älterer Windkraftanlagen mit modernen Komponenten (z. B. neuen Generatoren oder Steuerungssystemen), um ihre Leistung oder Lebensdauer zu verlängern.
• Onshore-Windpark der ersten Generation: Bezeichnet die earliest kommerziell genutzten Windparks (vor allem aus den 1980er–1990er-Jahren), die mit kleinen Turbinen (unter 500 kW) und einfacher Technologie arbeiteten.

Zusammenfassung

Ältere Windparks sind ein zentrales Erbe der frühen Windenergienutzung, stehen heute jedoch vor technischen, wirtschaftlichen und ökologischen Herausforderungen. Während sie einst die Energiewende vorantrieben, erfordern sie nun Entscheidungen über Repowering, Modernisierung oder Rückbau. Technische Limits wie niedrige Kapazitätsfaktoren, fehlende Netzkompatibilität und hohe Wartungskosten schränken ihren Weiterbetrieb ein. Gleichzeitig bieten sie Chancen für Innovationen – etwa im Recycling von Rotorblättern oder in Retrofit-Lösungen. Die Bewältigung dieser Herausforderungen ist entscheidend, um die Ziele der Klimaneutralität zu erreichen und die Windenergie nachhaltig auszubauen.

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