Energy 2.0: Herr Wulf, wo sehen Sie als Hersteller von Technik für die Energieerzeugung heute noch Dynamik im Markt?
Alf Henryk Wulf: Wir hatten in Deutschland im Geschäftsjahr 2012/13 in allen Segmenten insgesamt eine positive Entwicklung im Auftragseingang mit Ausnahme des klassischen Kraftwerksbaus, also thermische Kraftwerke. Erfreulicherweise auch bei Gas, obwohl dieser Markt generell zurückgeht. Jedoch hat das erste Quartal im Geschäftsjahr 2013/14 für den Konzern insgesamt einen erheblichen Rückgang im Auftragseingang bei großen Projekten ausgewiesen, eine Entwicklung, die wir ebenso im Blickfeld haben.
Sind diese Ergebnisse eine Sonderkonjunktur bei Alstom?
Exakt. Wenn Sie sich im Markt umhören, werden Ihnen viele Mitbewerber etwas anderes erzählen. Hier schlägt natürlich zu Buche, dass wir mit dem DolWin3-Projekt in Deutschland in den Markt für die Anschlusstechnik, um die Energie der Windparks an Land zu bringen, eingetreten sind. Eine Entwicklung, die mir am meisten Freude macht.
Ist Ihr „schwimmendes, selbst errichtendes Umspannwerk“ eine Blaupause für künftige Lösungen oder ein Sonderfall?
Das ist sicher nicht die einzige denkbare Bauform, aber sie löst zwei Probleme: Große Kräne sind nicht immer leicht verfügbar, und wenn sich wegen ungünstiger Witterung das Zeitfenster schließt, dann hat man große Probleme, die Installation hinzubekommen. Das zweite ist, dass man bei einem selbstbestimmenden Verfahren das Risiko minimieren kann. Die Plattform muss dann natürlich gebaut sein wie ein maritimes Vehikel. Ein geschlossenes Set-Up schadet aber ohnehin auch für den Betrieb nicht, bietet sogar viele Vorteile.
Auch für die Dauerhaftigkeit der elektrischen Komponenten?
Das spielt auch eine Rolle, aber nicht die entscheidende - die müssen ohnehin sehr robust sein. Es ist mehr eine Frage der Wartung, und über die Lebensdauer zählen vor allem die Wartungskosten.
Bei der Verbindung zum Land per Hochspannungsgleichstromübertragung sind bisher nur wenige Anbieter am Markt. Wird das so bleiben?
Es werden weitere Anbieter für Kabel hinzukommen. Es sind längst noch nicht alle da, die das theoretisch anbieten könnten. Alstom wird aberr keine Kabel bauen.
Bei HGÜ redet man bisher meist von Punkt-zu-Punkt-Verbindungen. Wie weit sind Ihre Entwicklungen fortgeschritten, um dieses Strom- und Spannungsniveau zu schalten und zu vermaschen?
Wir haben einen solchen HGÜ-Schalter im Labor vorgestellt, der ist aber noch weit von der Serienreife entfernt, auch wenn wir zeigen, wie es prinzipiell gehen kann. ABB war da deutlich vor uns, und ich erwarte, dass auch andere wie Siemens da nachziehen. Das wird noch ein paar Jahre dauern, bis man dieses zwingend benötigte Element haben wird.
Kommen wir auf die Turbinen für Windenergie zu sprechen: Sind 6 MW, die Sie jetzt zertifiziert haben, schon das Ende der Fahnenstange?
6 MW ist in der Tat das Maß der Dinge, mit dem Offshore-Windparks derzeit geplant werden. Das geht auch noch größer, aber beispielsweise kann man den Rotordurchmesser nicht beliebig vergrößern, weil die Flügelspitzen sonst irgendwann im Überschallbereich laufen. Wir sind jetzt mit 73,5 Metern schon in Dimensionen, die deutlich länger sind als jeder Flugzeugflügel. Es gibt keine fixe Grenze, aber vermutlich ein Optimum, oberhalb dessen die Kosten irgendwann so stark ansteigen, dass es sich irgendwann nicht mehr lohnt.
Wird das Optimum unter 10 MW liegen?
Vermutlich ja. Der Generator ist nicht das limitierende Element. Aber der Kopf der Windenergieanlage bekommt bei höheren Leistungen eine gewisse Größe, weil man den Permanentmagneten unterbringen muss, um nicht mit Fremdspannung zu arbeiten. Die getriebelose Bauweise wird sich in dieser Klasse durchsetzen.
Was kann man aus den hohen Offshore-Anforderungen für Onshore lernen?
Vor allem viel über Rotorblätter. Die Erfahrung braucht man dann für Schwachlastgebiete, um mit den niedrigeren Windgeschwindigkeiten vernünftige Ausbeuten bei der Leistung zu erzielen. Ob man Onshore auf ähnlich große Turbinen gehen wird, wage ich zu bezweifeln. Wir erreichen derzeit 140 Meter Nabenhöhe mit den Hybrid-Türmen von Max Bögl.
Ist der Hybridturm der Schlüssel, um solche Höhen und mehr zu erreichen?
Zumindest eine gute Voraussetzung. Man muss aber auch die Strukturen optimieren. Offshore ist das relativ extrem, weil da derzeit mangels Erfahrungen noch stark überdimensioniert werden muss und wir da momentan Unmengen von Stahl verbauen. Onshore hat man mehr Erfahrung. Der Hybridturm ist eine typische Konsequenz daraus - man optimiert den Materialeinsatz an den Stellen, wo es wirklich notwendig ist.
Kommen wir zur fossilen Erzeugung: zur Abscheidung und Speicherung von CO2. Um CCS ist es jedoch angesichts der politischen Querelen ruhig geworden. Geben Sie die Entwicklung auf?
Nein, das läuft nach wie vor, aber es wird eben nicht weiter ausgebaut. Wir hatten vor, nach dem 30-MW-Projekt „Schwarze Pumpe“ eine weitere Ausbaustufe umzusetzen mit rund zehnfacher Leistung, aber das ist vom Tisch, weil der Gesetzgeber das Speichern de facto verbietet. Ich finde das ausgesprochen schlecht. Wenn wir wirklich das Klimaziel als oberstes Ziel erhalten wollen, dann ist CCS ein Muss, zumindest auf globaler Ebene. Nur in Deutschland können wir das jetzt nicht machen, und es ist immer schlecht, wenn man eine Technologie im eigenen Land nicht zeigen kann. Es gibt aber durchaus positive Entwicklungen in anderen Ländern: In England gibt es ein Projekt, bei dem die Regierung jetzt entschieden hat, in die nächste Stufe zu gehen. Im Projekt „Wild Rose“ geht es um etwa 250MW, und man wird das Kohlendioxid aus der Abscheidung für die Öl- und Gasgewinnung in der Nordsee nutzen - das ist eine vernünftige Überlegung. �?hnlich - wenn auch nur in der Größenordnung von 40MW Leistung - geht es in Norwegen darum, CO 2aus einer Gasturbine abzuscheiden. In Deutschland könnten wir CO 2vielleicht nutzen, wenn wir es schon nicht speichern können. Das bringt uns zum Thema „Power-to-Gas“.
Solange das CO 2aus fossilen Brennstoffen stammt, ist das Augenwischerei, sagen die Kritiker, weil die Freisetzung damit nur verzögert wird.
Da haben Sie Recht, das kann man so sehen. Man muss das als Speichertechnologie betrachten. Auch sind Optimierungen im Gesamtsystem interessant. Die Methanisierung ist zum Beispiel ein exothermer Prozess. Wenn die entstehende Wärme etwa im Dampfkreislauf eines thermischen Kraftwerks nutzen kann, erhöht die Restwärme den Systemwirkungsgrad.
