Category: repowering

Repowering verleiht älteren Windparks neue Leistungsfähigkeit: Anstelle vieler kleiner Anlagen treten wenige, größere Turbinen mit höherem Rotordurchmesser und moderner Steuerung. Dadurch steigen Stromertrag und Netzstabilität, Wartungskosten sinken. Gleichzeitig stellen Genehmigungen, Artenschutz und Netzausbau Anforderungen, die Projekte sorgfältig ausbalancieren müssen.

Inhalte

• Analyse des Anlagenzustands
• Moderne Turbinenwahl
• Genehmigungen und Planung
• Netzintegration und Speicher
• Wirtschaftlichkeit und Risiko

Analyse des Anlagenzustands

Bevor ältere Windparks aufgerüstet werden, verdichtet eine fundierte Zustandsanalyse Betriebs-, Struktur- und Standortdaten zu einem belastbaren Bild der verbleibenden Leistungsreserven. Im Mittelpunkt stehen die Erfassung von Degradationsmustern, die Bewertung der Restlebensdauer sowie die Identifikation von Ertragslücken gegenüber dem technisch möglichen Referenzniveau. Ergänzend werden Wake-Effekte und Netzrestriktionen quantifiziert, um den tatsächlichen, nicht nur nominellen Performancezustand der Turbinen und des Gesamtparks zu bestimmen.

• SCADA-Historie: Verfügbarkeit, Start‑Stop‑Zyklen, Curtailments, Alarmmuster
• Condition Monitoring: Schwingungen (RMS, Hüllkurve), Lager-/Getriebeindikatoren
• Ölanalytik: Partikelzahl, Wassergehalt, Additivabbau als Frühwarnsystem
• Rotorblatt-Checks: Drohnen/IR für Delamination, Blitzschäden, Erosionsraten
• Leistungskennlinie: Abweichung zur IEC‑Referenz, Windselektion, Turbulenzkorrektur
• Ausrichtung: Yaw- und Pitch‑Offsets, Streuung, Einfluss auf Teillastwirkungsgrad
• Nachlaufanalyse: LiDAR/CFD‑basierte Wake‑Verluste, Layout‑Hotspots

Aus den Kennzahlen entsteht ein konsistenter Health Score je Turbine und ein parkweiter Repowering‑Index, der technische Risiken (Fatigue‑Reserve, Ausfallwahrscheinlichkeit), Ertragslücke und regulatorische Rahmenbedingungen (Schall, Schatten, Artenschutz, Netzanschluss) vereint. Die Entscheidungslogik priorisiert Maßnahmen nach LCOE‑Wirkung: Bei moderater Degradation und ausreichender Restlebensdauer steht Life‑Extension mit gezielten Upgrades im Vordergrund; bei deutlicher Kennlinienabweichung, hohen Wake‑Verlusten oder strukturellen Limitierungen überwiegt der Austausch hin zu größeren Rotoren und höheren Nabenhöhen – häufig bei gleicher Anschlussleistung, aber höherem Jahresenergieertrag und stabilerer Teillastperformance. Szenarioanalysen (Windjahr, Strompreis, CAPEX/OPEX‑Sensitivität) sichern die Auswahl der wirtschaftlich stärksten Repowering‑Option.

Moderne Turbinenwahl

Die technische Passform moderner Anlagentypen bestimmt den Ertragshebel eines Repowering-Projekts stärker als jede andere Einzelentscheidung. Entscheidend ist die Abstimmung aus Rotordurchmesser, Generatorrating und Nabenhöhe, um das standortspezifische Windregime samt Turbulenzklasse optimal auszunutzen. Ebenso relevant sind Grid-Code-Konformität, Schallmanagement in sensiblen Zonen und die Fähigkeit, Wake-Effekte im Bestandslayout zu entschärfen. Zunehmend fließen digitale Komponenten wie datengetriebene Pitch-Strategien, Eiserkennung/Enteisung und Condition Monitoring ein, um Volllaststunden zu erhöhen und die Stückkosten pro MWh zu senken.

• Spezifische Leistung (kW/m²): Größerer Rotor bei moderater Generatorleistung für schwächere Binnenwinde
• Geräuschprofile: Betriebsmodi mit Nachtabsenkung und serrated trailing edges
• Netzdienlichkeit: FRT, synthetische Trägheit, Q(U)-Regelung, aktive Dämpfung
• Turm-/Fundamentkonzepte: Hybridtürme, Reuse-Optionen, Kranlose Großkomponentenwechsel
• Wartungsstrategie: Zustandsbasierte Instandhaltung, längere Serviceintervalle, Verfügbarkeitsgarantien
• Umweltauflagen: Schattenwurf- und Artenschutz-Management, bedarfsgerechte Betriebsführung

Technologisch führt die Wahl häufig zu weniger, jedoch größeren Anlagen, die mit niedrigerer spezifischer Leistung und höheren Nabenhöhen arbeiten. Dadurch steigen Erträge pro Standort, während visuelle und ökologische Eingriffe durch reduzierte Mastanzahl sinken. Ein Vergleich typischer Kennwerte zeigt die Hebelwirkung auf Performance und Parkdesign:

Kriterium	Bestand (ca. 2005)	Repowering (heute)
Nennleistung	1,5 MW	5,6 MW
Rotordurchmesser	70 m	158 m
Nabenhöhe	80 m	120 m
Spezifische Leistung	~0,39 kW/m²	~0,29 kW/m²
Jahresertrag pro Anlage	≈ 3,3 GWh	≈ 20 GWh
Schallemission @8 m/s	≈ 104 dB(A)	≈ 105 dB(A) (mit Leisemodus)
Anlagen für ~20 MW Park	14	4
Netzdienlichkeit	Begrenzt	Umfassend

Genehmigungen und Planung

Repowering-Projekte unterliegen in der Regel dem Rahmen des BImSchG und müssen die Anforderungen aus BNatSchG, TA Lärm sowie luftfahrtrechtlichen Vorgaben erfüllen. Gegenüber Neuprojekten bieten Bestandsstandorte Vorteile durch vorhandene Infrastruktur und Datengrundlagen, dennoch gilt die Planung als Neuerrichtung mit vollständiger Prüfung. Zentrale Unterlagen und Nachweise umfassen:

• Genehmigungsantrag nach BImSchG inkl. Antragsunterlagen und Betriebsbeschreibung
• UVP/UVP-Vorprüfung mit kumulativer Betrachtung des Windparks
• Artenschutzbeitrag (Avifauna, Fledermaus) und Maßnahmenkonzept
• Schall- und Schattenprognosen nach aktuellen Richtlinien
• Landschaftsbild-/Boden- und Wasserberichte inkl. Ausgleichsplanung
• Luftfahrt-/Radarfreigaben sowie Hindernisbefeuerung
• Flächensicherung (Pacht, Wege-, Kabel- und Kranstellflächen)
• Rückbau- und Entsorgungskonzept für Bestandsanlagen, Recycling-Quote
• Kommunale Einbindung (Bauleitplanung/Regionalplanung) und Gridslot-Zusage

In der Detailplanung stehen Mikrositing und Netzoptimierung im Vordergrund: LiDAR-/SODAR-Messungen, SCADA-Analysen und hochaufgelöste Geländemodelle führen zu weniger Anlagen bei höherer Parkleistung und reduzierten Immissionen. Parallel werden Transport- und Kranlogistik, Kabeltrassen, Netzverknüpfung sowie bauzeitliche Naturschutzfenster koordiniert. Ein phasenweiser Rückbau mit anschließender Errichtung minimiert Stillstandszeiten; PPA- oder EEG-Strategien werden früh mitgedacht, um Vermarktungssicherheit und Netzverträglichkeit sicherzustellen.

Netzintegration und Speicher

Der Leistungssprung durch größere Rotoren und moderne Umrichter verlangt ein fein abgestimmtes Zusammenspiel mit dem Netz. Beim Repowering rücken Parkregelung, Blindleistungsbereitstellung und netzstützende Funktionen in den Fokus: von Q(U)-Kennlinien über Spannungsführung bis hin zu netzbildenden Betriebsarten. Digitale Park-EMS konsolidieren Turbinen-, Trafo- und Sensordaten, steuern Rampen und senken Redispatch-Kosten, während flexible Einspeiselimits Engpässe lokal abfedern. Gleichzeitig werden Anschlusskapazitäten effizienter genutzt – etwa durch optimierte Trafoauslastung, STATCOMs und harmonische Filter -, sodass die höhere Jahresarbeit nicht zu zusätzlicher Netzbelastung, sondern zu stabilerer Systemführung führt.

• Dynamische Blindleistung (Q) nach Spannung und Frequenz inkl. Q(U)-Kennlinie
• Ramp-Rate-Limits zur Dämpfung windbedingter Leistungsflanken
• Fault-Ride-Through und synthetische Trägheit über Umrichter
• Einspeisemanagement via EMS mit prädiktiver Wetter- und Netzlastprognose
• STATCOM/Filter für Spannungshaltung und Oberschwingungsreduktion

Speicher fungieren als Puffer zwischen variabler Erzeugung und vertraglichen Einspeisegrenzen. Im repowerten Park glätten Batteriesysteme die Leistung, verschieben Überschüsse aus Abregelungen in verbrauchs- oder preisstarke Stunden und erschließen Regelleistungsprodukte. Je nach Netzsituation bietet sich AC- oder DC-Kopplung an; letztere reduziert Wandlungsverluste und Anschlusskosten. Standardisierte Schnittstellen (IEC 61850, FGW TR3/TR8) beschleunigen Inbetriebnahmen, während Vermarktungsalgorithmen Intraday- sowie FCR/aFRR-Potenziale nutzen. Ergebnis: weniger MWh-Verluste, höhere Netzdienlichkeit und planbarere Erlöse.

Technologie	Typische Größe	Zeitbereich	Hauptnutzen
Li‑Ion‑Batterie	10-50 MW / 20-100 MWh	Sekunden-Stunden	Peak Shaving, Glättung, Regelleistung
Superkondensator/Schwungrad	1-5 MW / <0,5 MWh	Millisek.-Minuten	Rampenbegrenzung, FRT‑Unterstützung
H2‑System	5-20 MW / t H2	Stunden-Tage	Abregelungsvermeidung, Sektorkopplung

Wirtschaftlichkeit und Risiko

Repowering verschiebt die Wirtschaftlichkeit älterer Windparks vom reinen Weiterbetrieb hin zu einer strukturellen Ertrags- und Kostenoptimierung. Größere Rotoren, höhere Nabenhöhen und moderne Regelung erhöhen den Kapazitätsfaktor, während weniger, aber leistungsstärkere Turbinen Bau-, Netz- und Serviceaufwand bündeln. Die Wiederverwendung bestehender Infrastruktur (Zuwegung, Kabeltrassen, Einspeisepunkte) senkt Bauzeiten und Vorlaufkosten. Mit langfristigen PPA-Strukturen, verbesserter Vermarktungsfähigkeit und fortschrittlichem Parkmanagement sinken LCOE und Risikoaufschläge; zugleich stabilisieren höhere Volllaststunden die Cashflows, wodurch sich CAPEX-Spitzen über niedrigere OPEX und effizientere Betriebsführung amortisieren.

• LCOE: Reduktion durch mehr Ertrag je Standort und skalierten Betrieb
• CAPEX: Konzentration auf wenige, größere Anlagen bei Nutzung bestehender Assets
• OPEX: Digitale Zustandsüberwachung, längere Wartungsintervalle, Ersatzteilharmonisierung
• Flächeneffizienz: Mehr MWh pro Hektar, geringere Layoutkomplexität
• Vermarktung: Höhere Bankfähigkeit durch PPA, Absicherung per Hedge/Optionsstruktur

Kennzahl	Vorher	Nachher	Effekt
Nabenhöhe	90 m	160 m	mehr Ertrag
Turbinenanzahl	20	8	weniger Komplexität
Jahresertrag	60 GWh	95 GWh	höhere Cashflows
LCOE	70 €/MWh	48 €/MWh	Wettbewerbsvorteil
OPEX/MWh	16 €	10 €	effizienterer Betrieb
Verfügbarkeit	95 %	97,5 %	stabile Erträge

Risiko entsteht aus Genehmigungen, Artenschutzauflagen, Netzrestriktionen, Preisvolatilität, Lieferketten und Technologieeinführung. Größere Anlagen verlangen aktualisierte Schall- und Schattenmodelle, Netzanpassungen und präzise Bauphasenplanung; Zinsniveau und Komponentenpreise beeinflussen die Kapitalstruktur, während Marktrisiken die Erlössicherung fordern. Wirksam bleiben integrierte Absicherungen auf Anlagen-, Bau- und Vermarktungsebene, kombiniert mit datengetriebener Betriebsführung und Qualitätsgarantien entlang der Lieferkette.

• Genehmigungsrisiko: Frühzeitige Gutachten, Alternativlayouts, ökologische Ausgleichsmaßnahmen
• Marktrisiko: Strukturierte PPA, Floor/Cap-Modelle, gestaffelte Vermarktung
• Technologierisiko: Langzeit-Garantien, Serviceverträge, Condition Monitoring
• Netzrisiko: Blindleistungs- und Curtailment-Strategien, optional Speicher-Kopplung
• Finanzierungsrisiko: Zins-Hedges, tranchenweise Finanzierung, Puffer im Bau-Budget
• Umsetzung: Phasenweise Demontage/Montage, Logistikkonzepte, Wetterfenster-Management

Was bedeutet Repowering bei Windparks?

Repowering bezeichnet den Austausch älterer Windenergieanlagen durch modernere Turbinen. Größere Rotoren, höhere Nabenhöhen und effizientere Generatoren steigern den Stromertrag, senken Wartungsaufwände und nutzen bestehende Standorte besser aus.

Wie steigert Repowering die Leistungsfähigkeit?

Moderne Anlagen liefern bei gleichem oder geringerem Flächenbedarf deutlich mehr Energie. Größere Rotordurchmesser erschließen schwächere Winde, verbesserte Steuerungen erhöhen den Kapazitätsfaktor, und weniger Anlagen reduzieren Abschaltungen und Verluste.

Welche Netz- und Systemvorteile entstehen?

Neue Turbinen mit leistungselektronischen Umrichtern bieten netzstützenden Betrieb, Blindleistungsbereitstellung und Fault-Ride-Through. Präzisere Prognosen und SCADA verbessern Einspeisemanagement; Hybridisierung mit Speicher reduziert Ausgleichsenergie.

Welche Umwelt- und Flächenaspekte werden berücksichtigt?

Repowering bündelt Leistung auf weniger Anlagen, senkt Flächen- und Schallemissionen und ermöglicht größere Abstände zu Siedlungen. Bestehende Wege und Fundamente werden mitgenutzt, Rückbau und Recycling der Altanlagen reduzieren Eingriffe und Materialbedarf.

Welche regulatorischen und wirtschaftlichen Faktoren sind relevant?

Genehmigungen berücksichtigen Artenschutz, Abstandsregeln und Netzanbindung. Wirtschaftlich tragen höhere spezifische Erträge und längere Laufzeiten die Investition; vermarktungsseitig gewinnen PPAs und Direktvermarktung gegenüber festen Einspeisetarifen an Gewicht.