£ 10 Mrd. + Offshore Wind Decommissioning Bill

Von Elaine Maslin • 11 Dezember 2019

Vindeby, der weltweit erste Offshore-Windpark, wurde 2016 von DONG Energy, dem heutigen Orsted, stillgelegt. (Foto: Orsted)

Die britische Offshore-Windindustrie muss sich auf Öl- und Gaskompetenz stützen, um die Stilllegung von Windparks zu unterstützen, da mehr als 3 Gigawatt (GW) Offshore-Windkraft bis 2034 das Ende ihrer Planungsdauer erreicht.

Die Kosten für die Entfernung der installierten Basis könnten sich bis 2017 auf etwa 4 Mrd. GBP belaufen, sagte John Warrender, Geschäftsführer der Industriemitgliedsgruppe Decom North Sea, gegenüber der Offshore-Stilllegungskonferenz in St. Andrews, Schottland.

Darüber hinaus könnte der Preis für die Stilllegung der in Großbritannien installierten Offshore-Windbasis bis 2030 mehr als 10 Mrd. GBP betragen, wenn die Ziele für die Installation von mehr als 30 GW Offshore-Windkraft bis 2030 erreicht werden, sagte er der Konferenz.

„Die Stilllegung von Offshore-Windenergieanlagen wird sehr schnell ansteigen“, sagte Axel Laval, Asset Manager von The Crown Estate, auf derselben Veranstaltung. Die ersten beiden britischen Windenergieanlagen im englischen Blyth wurden bereits entfernt. Bis zum Jahr 2034 werden laut Laval nahezu 3 GW Leistung das Ende seiner Lebensdauer erreichen. Das sind 1000 Turbinen, die entfernt werden müssen.

Doch genau wie die Stilllegungskosten für Offshore-Öl und -Gas mit Unsicherheiten behaftet sind (obwohl sich diese jetzt verbessern), variieren die Stilllegungskosten für Offshore-Windkraftanlagen derzeit erheblich. Die Herausforderung für Offshore-Windkraftanlagen besteht darin, dass dies Unsicherheit über die Energiekosten für laufende und zukünftige Windparks schafft, so Laval. "Es ist schwierig, die Energiekosten zu senken, wenn man die Kosten für die Entfernung nicht kennt", sagt er.

Schätzungen gehen von 80.000 bis 300.000 GBP pro Megawatt (MW) aus. Die gesamte Haftung für die installierte Basis zum Jahr 2017 wurde auf 1,82 Mrd. GBP geschätzt. Angesichts der großen Bandbreite an Kostenschätzungen pro Megawatt bedeutet dies - um die installierte Basis zum Jahr 2017 außer Betrieb zu setzen -, dass die Zahlen zwischen 1,28 und 3,64 Mrd. GBP liegen könnten, sagt er.

Laut Laval sind derzeit in der britischen Nordsee 2.225 Turbinen mit einer Offshore-Windleistung von 9.953 MW installiert. Wenn das Ziel, bis 2030 30 GW Offshore-Windkraft in Großbritannien zu erreichen, erreicht wird, könnte es rund 5.000 Turbinen geben.

Das sind rund 200.000 Tonnen Verbundwerkstoffe, meistens in den Schaufeln, die am Ende ihrer Lebensdauer deponiert werden müssen. Darüber hinaus befänden sich 1,3 Tonnen Stahl in den Fundamenten und Türmen, 100.000 Tonnen Kupfer in den Export- und Arraykabeln und 50.000 Tonnen Blei in den Exportkabeln, sagte Laval.

Bei einer installierten Leistung von 30 GW müssten am Ende der Lebensdauer rund 600.000 Tonnen Verbundwerkstoffe, 5 Millionen Tonnen Stahl und 300.000 Tonnen Kupfer entfernt werden. Während die Deponierung der Verbundwerkstoffe 60 Millionen Pfund Sterling kosten würde, würden Stahl und Kupfer einen Schrottwert von jeweils etwa 1,05 Millionen Pfund Sterling erzielen.

Hier gebe es Chancen, vor allem beim Recycling des gesamten Stahls, sagt Laval. Bei der Herstellung von recyceltem Stahl gegenüber unbehandeltem Stahl ließen sich 74% Energie einsparen. Für Aluminium ergibt sich eine Einsparung von 95%. Rund 1,5 Tonnen Eisenerz werden benötigt, um jede Tonne unbehandelten Stahls sowie 0,5 Tonnen Koks zu produzieren. Bei der Herstellung von unbehandeltem Stahl fallen ebenfalls viele CO2-Emissionen an, die durch das Recycling von Stahl um 86% reduziert werden könnten.

"Es macht keinen Sinn, das Rad neu zu erfinden", fügt Laval hinzu. „Die Branche, die dem am nächsten kommt, was wir (bei Offshore-Winden) tun, ist Öl und Gas. Wir brauchen daher eine Lieferkette aus Öl und Gas, die Betreibern (Offshore-Windkraftanlagen) hilft, die Kosten für die Stilllegung von Offshore-Windenergie zu senken. “