Die Anordnung erinnert eher an ein Haus als an ein Windrad: zwei halbzylinderförmige Rotorblätter, die von drei festen sternförmig angeordneten Blechen umstellt werden. Sie fangen den Wind ein und erzeugen durch ihre tragflächenähnliche Form einen Unterdruck hinter den Rotoren, was den Umlauf beschleunige. Ein „technologischer Durchbruch“, wie Erfinder Ron Taylor kurzerhand erklärt.

Mit seinen seltsam anmutenden Windkrafträdern plant Taylor, Chef der US-Firma TMA, den Generalangriff auf konventionelle Windkraftwerke. „Die Stromgestehungskosten unserer Turbine liegen bei 2,5 bis 3,5 Dollar-Cent pro Kilowattstunde“, behauptet Taylor. Zum Vergleich: Selbst an guten Standorten liegen die Stromkosten großer herkömmlicher Windräder bei wenigstens vier Cent.

Windräder bis zu 67 Meter hoch und mit einem Megawatt Leistung will TMA einmal bauen. Theoretisch ginge es auch noch größer, meinen die Amerikaner: Der Anlagentyp sei leicht skalierbar. Ende Mai sollen die ersten Fertigungsprototypen mit 25 Kilowatt (kW) Nennleistung in Betrieb gehen. Männer wie Taylor wirbeln derzeit die Windkraftbranche durcheinander.

Den Jungunternehmern ist gemein, dass sie auf ein neues Designprinzip setzen: Ihre Rotoren drehen sich um eine vertikale Achse im Wind. Die Newcomer preisen ihre Anlagen vor allem mit drei Argumenten: Die Vertikalachsenläufer seien billiger zu produzieren und sie liefen auch dann noch, wenn normale Windräder wegen zu starken Windes abgeschaltet werden müssten. Vor allem aber ließen sich die Maschinen fast beliebig vergrößern, wogegen die herkömmlichen Windräder langsam an ihre Grenzen stießen. Doch der forsche Auftritt der jungen Wilden sorgt in der Windkraftszene nicht nur für Begeisterung. Der renommierte Stuttgarter Windkraftexperte Heiner Dörner etwa bezweifelt die Wirtschaftlichkeit solcher Projekte, nennt die TMA-Anlage gar eine "Totgeburt".

Derartige Kritik ficht Bend Scheffer nicht an. Der Vertriebsleiter der Energy-Age-Wind aus dem münsterländischen Telgte ist von seinem Vertikalachsenläufer überzeugt. Sein Unternehmen verwendet ebenfalls tragflächenförmige Bleche, die allerdings den Rotor bis auf Ein- und Auslassöffnung völlig ummanteln. Dadurch strömt die Luft am Rotor dreieinhalb Mal schneller als der umlaufende Wind. Bis November will Scheffer der Öffentlichkeit einen 150-kW-Protoyp präsentieren.

Weil die Vertikalläufer früher anlaufen und auch mit starken Winden besser klarkommen, können sie längere Zeit Strom produzieren als herkömmliche Windräder. Scheffer zufolge genügt eine Anlage, die nur ein Drittel so hoch sei, mit einem ein Drittel so großen Generator, um dieselbe Strommenge im Jahr zu produzieren. „Wir waren im Windkanal: Unsere Anlagen sind besser“, sagt der Vertriebsdirektor. Wer mehrere 300-kW-Elemente auf einem Mast oder einem Dach kombiniere, könne problemlos in den Megawatt-Bereich vorstoßen.

In diesen Dimensionen denkt Steven Peace, Geschäftsführer der britischen Eurowind Developments. Er will gewaltige Zehn-Megawatt- Anlagen für die Offshore-Windnutzung auf See entwickeln. Dazu hat er ein großes Konsortium um sich geschart, zu dem die Schiffsbauer VT Group und die Queen Mary’s University of London gehören. Zwar glaubt Peace nicht daran, eine energieeffizientere Anlage konstruieren zu können als Weltmarktführer wie Vestas oder Enercon. Aber eine deutlich preiswertere.

Das Eurowind-Design kommt ohne Hülle aus. Es beruht auf dem so genannten „H-Rotor“: Ein Mast mit einer aufgesetzten H-förmigen Konstruktion, deren Seiten die Rotorblätter darstellen. Peace ergänzte einen dritten Rotor, weil bei den zweiblättrigen die Drehgeschwindigkeit zu sehr schwankt – während eines Umlaufs drehen nämlich immer wieder beide Rotoren gleichzeitig aus dem Wind.

All diese Vertikalläufer sind noch Prototypen – ganz im Gegensatz zu den mehr als 17 500 Propellern in Deutschland, die sich um die vertraute Horizontalachse drehen. Die Turbinen sind inzwischen in der Fünf- bis Sechs-Megawatt- Klasse angekommen. Die Rotoren der REpower „5M“ etwa sind 62 Meter lang und wiegen 18 Tonnen. Allein die Wirkung der Erdanziehung setzt die Flügel unter hohen Stress: Die Lasten wechseln extrem, je nachdem, ob ein Rotor oben steht oder unten hängt. Weil die Drehgeschwindkeit zum Ende der Flügel immer größer wird, brauchen sie eine ausgefeilte Struktur. Die Flügel müssen an einem Stück gefertigt, transportiert und angebracht werden. Ein erheblicher Kostenfaktor. Bei vertikalen Achsen dagegen lastet die Gravitation stets gleichförmig auf den Rotoren.

Eurowind könne seine Rotoren „maschinell in Zehn-Meter-Abschnitten aus normaler Glasfaser herstellen“, erklärt Peace. Die müssten erst vor Ort zusammengefügt werden. „Wenn man doppelt so große Windräder bauen kann, die weniger kosten pro produzierter Kilowattstunde, spielt die Windausbeute keine so große Rolle mehr.“

Die Windenergiegemeinde reagiert äußerst skeptisch auf die Ankündigungen – nicht weil die vertikale Achse so neu wäre, sondern weil sich schon so viele daran versucht haben. In den 80er Jahren experimentierte der Flugzeugbauer Dornier mit einem dreiflügeligen Darrieus- Rotor. In Kanada testete der Energieversorger Hydro Quebec in Cap Chat einen zweiblättrigen Schneebesen namens Éole mit vier Megawatt Leistung, der von 1988 bis 1993 Strom ins Netz speiste. Doch die Unternehmen hatten Probleme mit der Materialermüdung in den flexiblen Rotoren.

Und die Firma Heidelberg tüftelte zuletzt am H-Design. Fünf „Megawatt- Heidelberg-Rotoren“ wurden 1994 auf dem Kaiser-Wilhelm-Koog an der Nordsee aufgestellt. Sie liefen bis 1997 – dann wurden sie wieder abmontiert, um ihre Fundamente für die üblichen Propeller zu räumen. Ursprünglich hatten die Ingenieure die vertikale Achse sogar favorisiert, weil sie – im Gegensatz zu den Propellern – nicht ständig der Windrichtung nachgeführt werden muss.

Doch die vertikale Anordnung ist deutlich ineffizienter, weil ja immer mindestens ein Rotor gegen den Wind anläuft. Besonders schlecht ist der Savonius-Rotor mit einer theoretischen Windausbeute von 23 Prozent. Ein ideales Windrad kann dagegen 59 Prozent der Windenergie aufnehmen.

TMA behauptet nun, seine weiterentwickelte Savonius-Anlage erreiche im Windkanal eine Effizienz von 45 Prozent. Wie ist das möglich? Für Nicolai Cosack, wissenschaftlicher Mitarbeiter am Stiftungslehrstuhl Windenergie der Universität Stuttgart, hat das einen einfachen Grund: Die einrahmende Konstruktion fängt zusätzlichen Wind ein und lenkt ihn auf die Rotoren. Das erhöht rechnerisch die Ausbeute, weil sich dieser Wert auf den Rotorquerschnitt bezieht.

Anlagen mit dem herkömmlichen Propellerdesign ernten freilich bis zu 50 Prozent der Windenergie – ganz ohne solche Tricks. „Die Horizontalläufer haben so große Vorteile, dass wir nicht glauben, dass sich der Trend umdreht“, urteilt Cosack. Windkraftingenieur Rainer Klosse vom Deutschen Windenergie-Institut (DEWI) nennt die TMA-Effizienzangaben in einer ersten Reaktion gar „Bauernfängerei“. Für den höheren Wirkungsgrad müsse man schließlich „viel zu viel Material“ in die Rahmenkonstruktion „verbraten“.

Der DEWI-Experte glaubt denn auch nicht an eine Zukunft solcher Anlagen. „Dass sich das rechnet, können Sie gleich vergessen.“ Das spricht nicht gerade für die hochtrabenden Pläne der forschen Jungunternehmer. Wahrscheinlicher ist da schon, dass die Vertikalläufer bislang ungenutzte Nischen erobern. Etwa die Dächer von Hochhäusern. Mit den dort recht turbulenten Windströmungen kommt das Vertikaldesign nämlich besser klar als die Propeller. „Wir brauchen nicht auf die grüne Wiese“, sagt denn auch Energy-Age-Wind-Vertriebsleiter Scheffer. „Dieser Standortvorteil ist enorm.“ (nbo)