Ende September stellten drei europäische Hersteller von Onshore-Windenergieanlagen innerhalb derselben Woche neue Turbinen vor: Vestas präsentierte am 21. September die V182-7,2 MW, am Folgetag (22. September) zog Nordex mit der N193/7.X nach. Enercon brachte bereits Anfang September eine leistungsgesteigerte Version der E-175 EP5 E2 auf den Markt und erweiterte am 24. September für die E-138 EP3 E3 das Yield+-Programm.

Vergleicht man die vier Modelle, so handelt es sich oberflächlich betrachtet um eine geballte Produktaktualisierung. Dahinter verbergen sich jedoch drei völlig unterschiedliche Wettbewerbsstrategien.

Technische Daten der vier Anlagen

Betrachtet man die Veröffentlichungstermine, agieren die drei Hersteller nahezu synchron: Am 4. September ergänzte Enercon seine Flaggschiff-Anlage E-175 EP5 E2 um eine Leistungsvariante. Am 21. September stellte Vestas die V182-7,2 MW vor, am nächsten Tag folgte die Nordex N193/7.X. Am 24. September öffnete Enercon für die mittlere Turbine E-138 EP3 E3 das Yield+-Programm. Innerhalb von vier Tagen legten die drei großen europäischen Anlagenhersteller ihre neuen Karten auf den Tisch.

Besonders deutlich wird der Wettkampf beim Rotordurchmesser. Die Nordex N193/7.X führt mit 193 Metern an, ihre überstrichene Fläche beträgt rund 29.200 m² – etwa 12 % mehr als bei der Vestas V182 (182 Meter, ca. 26.000 m²). Enercon positioniert die E-175 EP5 E2 (175 Meter, ca. 24.000 m²) und die E-138 EP3 E3 (138 Meter, ca. 15.000 m²) unterschiedlich: Die große und die kleine Anlage decken verschiedene Marktsegmente ab.

Auch bei Nennleistung und spezifischer Leistung zeigen sich deutliche Unterschiede. Die Vestas V182 hat eine Nennleistung von 7,2 MW und eine spezifische Leistung von 277 W/m². Die Nordex N193/7.X erreicht maximal 7,3 MW mit einer spezifischen Leistung von rund 250 W/m² – der niedrigste Wert unter den vier Modellen. Eine geringere spezifische Leistung bedeutet bessere Stromerzeugung bei niedrigen Windgeschwindigkeiten, die Anlage zielt klar auf Niedrigwindstandorte ab. Die Enercon E-175 behält 7,0 MW bei einer spezifischen Leistung von 291 W/m² bei. Die E-138 hat eine Nennleistung von 4,26 MW, mit aktiviertem Yield+ sind bis zu 4,5 MW möglich, die spezifische Leistung liegt bei ca. 285 W/m² (bei Referenzwindgeschwindigkeit von 7,0 m/s).

Der eigentliche Richtungsstreit zeigt sich bei den Maßnahmen zur Leistungssteigerung: Vestas vergrößert den Rotor und setzt auf Hardware-Upgrades. Nordex kombiniert großen Rotor mit erhöhter Leistungsgrenze und punktet mit beiden Spezifikationen. Enercon nutzt bei beiden Anlagen kostenpflichtige Zusatzoptionen: Die E-175 gewinnt durch die Optimierung des Betriebsmodells an Ertrag, die E-138 steigert Leistung und Energieausbeute mittels Yield+.

Bei der Standortausrichtung zielen Vestas und Nordex auf Standorte mit niedriger bis mittlerer Windgeschwindigkeit. Die Enercon E-175 erfüllt die IEC-Klasse S, die E-138 die IEC-Klasse IIA für mittlere Windverhältnisse.

Der Wettstreit um den Rotordurchmesser: Nordex holt auf

Besonders spannend ist das Duell um den Rotordurchmesser. Kaum hatte Vestas mit der V182 den Rekord für den größten Rotor einer europäischen Onshore-Anlage auf 182 Meter angehoben, veröffentlichte Nordex am nächsten Tag die N193/7.X mit einem Rotordurchmesser von 193 Metern – 11 Meter mehr als die V182. Zeitlich direkt hinterher, technisch als direkte Konkurrenz.

Die überstrichene Fläche der N193 beträgt 29.235 m², das sind 22 % mehr als bei der N175/6.X. Der Rotordurchmesser stieg um 10 %, das Drehmoment um mehr als 11 %. Mit einer spezifischen Leistung von rund 250 W/m² ist sie die Anlage mit dem niedrigsten Wert der vier Modelle. Eine geringere spezifische Leistung bedeutet, dass jeder Quadratmeter überstrichener Fläche weniger Leistung trägt und die Stromerzeugung bei niedrigen Windgeschwindigkeiten höher ausfällt. Die Turbine wurde von Anfang an für Niedrigwindstandorte entwickelt.

Drei Strategien: Hardware, Spezifikationen, Software

Tiefer betrachtet verfolgen die drei Hersteller völlig unterschiedliche Wege zur Ertragssteigerung.

Vestas ist der Hardware-Anbieter. Die Nennleistung bleibt fest bei 7,2 MW, der Rotor wird von 172 auf 182 Meter vergrößert. Durch die größere überstrichene Fläche steigt die Energieausbeute bei niedrigen Windgeschwindigkeiten, der jährliche Energieertrag (AEP) kann um bis zu 6 % zunehmen. Auf der ausgereiften EnVentus-Plattform werden schrittweise Verbesserungen umgesetzt; Lieferkette und Fertigungsverfahren sind erprobt, das Umsetzungsrisiko ist minimal.

Nordex ist der Spezifikations-Anbieter. Ein 193-Meter-Rotor kombiniert mit einer Leistungsgrenze von 7,3 MW: Sowohl überstrichene Fläche als auch Nennleistung werden maximiert, um die Papierwerte an die Spitze der Branche zu bringen. Die Serienproduktion ist allerdings erst für 2029 geplant. Zuerst die Vorstellung zur Markenpositionierung, dann die Produktion – typische Technikpositionierung. Zwischen den beeindruckenden Kennwerten und der Serienlieferung liegen noch drei Jahre.

Enercon ist der Software-Anbieter: Die Hardwareparameter der Flaggschiff-Anlage E-175 EP5 E2 bleiben nahezu unverändert (7,0 MW, 175 Meter). Ausschließlich durch die Optimierung des Betriebsmodells steigt der jährliche Energieertrag um 5,5 %. Direkt danach wurde für die mittlere Turbine E-138 EP3 E3 (4,26 MW, 138 Meter) das Yield+-Ertragsprogramm eingeführt. Damit lässt sich die Nennleistung auf 4,5 MW erhöhen, der jährliche Energieertrag steigt an Standorten mit 7,0 m/s um etwa 2 %. Enercon kündigte an, dieses Programm auf weitere Modelle auszuweiten.

Bemerkenswert: Der Ertragsweg der E-138 basiert im Wesentlichen ebenfalls auf einer Leistungssteigerung, das unterscheidet sich von dem Konzept bei der E-175, bei dem die Leistung unverändert bleibt und nur der Ertrag steigt. Streng genommen setzen beide Enercon-Modelle auf Softwareoptimierung, der Unterschied liegt darin, ob die Leistungsgrenze angepasst wird.

Kommerzielle Umsetzung: Vestas am schnellsten, Nordex am weitesten entfernt

Bei der zeitlichen Umsetzung bestehen große Unterschiede zwischen den drei Unternehmen.

Vestas ist am schnellsten unterwegs. Unmittelbar nach der Vorstellung wurde der Erstauftrag für das schwedische Projekt Staverhult unterzeichnet: 29 MW, vier Anlagen. Die Lieferung soll im zweiten Quartal 2028 beginnen, die Inbetriebnahme im dritten Quartal. Dazu gehört ein langfristiger AOM-5000-Servicevertrag über 35 Jahre. Es handelt sich um einen Zukunftsaauftrag, sein kommerzieller Wert liegt vor allem in der Bestätigung der Plattform, nicht in einer sofortigen Produktionskapazität.

Enercon verfügt über die ausgereifteste Technologie. Der Prototyp der E-175 EP5 E2 ist bereits in Betrieb. Es liegen Aufträge vor, darunter 13 Anlagen für den Windpark Kutenholz in Deutschland sowie ein Rahmenvertrag über 440 MW in Kanada mit mehr als 60 Turbinen.

Nordex verfolgt eine Technikpositionierung. Die N193/7.X wurde gerade erst vorgestellt, die Serienproduktion startet erst 2029. Innerhalb dieses dreijährigen Zeitfensters sind die Reife der Lieferkette, der Zertifizierungsfortschritt und das Verhalten der ersten Demonstrationsprojekte noch ungewiss.

Zusammengefasst repräsentieren die Maßnahmen der drei Hersteller drei Wege europäischer Anlagenbauer im Wettbewerb: Vestas setzt auf Lieferfähigkeit. Mit einer ausgereiften Plattform wird solide vorgegangen, Aufträge und Serviceverträge werden abgeschlossen. Nordex setzt auf technische Kennwerte. Mit dem 193-Meter-Rotor und der 7,3-MW-Leistungsgrenze wird die technische Spitzenposition angestrebt, der Preis dafür ist eine dreijährige Wartezeit bis zur Serienfertigung. Enercon setzt auf Differenzierung. Mit geringen Wartungskosten und Softwareoptimierung geht es einen eigenen Weg, „Ertragssteigerung“ wird als kostenpflichtige Zusatzoption angeboten.

Vestas kämpft um den Markt mit einer stabilen, ausgereiften Plattform. Nordex kämpft mit technischen Spezifikationen um die Spitzenposition. Enercon kämpft mit Differenzierung: Zuverlässigkeit der Direktantriebe und Softwareoptimierung bilden seinen Weg.

Keiner dieser Wege ist per se richtig. Sicher ist jedoch: Der nächste Wettbewerb bei der europäischen Onshore-Windenergie hat sich von einem reinen Wettkampf um die Nennleistung zu einem multidimensionalen Spiel um Rotor, Leistung, Software und Zuverlässigkeit gewandelt.