Im Zusammenhang mit den im ersten Teil gemachten Ausführungen seien in diesem Artikel insbesondere die beiden Entwicklungsvarianten in Form einer weichen und einer starren bzw. steifen Auslegung der Tragkonstruktion einer Monopile-basierten Offshore-Windenergieanlage beschrieben.

Weiche Tragkonstruktionen, die im Übrigen relativ große Auslenkungen des Turmkopfes aufgrund der angreifenden Kräfte zulassen, bieten den entscheidenden Vorteil, das lastreduzierende Potenzial der aerodynamischen Dämpfung (vgl. dazu Art. „Das Gewichtsfundament (Schwerkraftsgründung) für Offshore-Windkraftanlagen I“ f.) besser auszuschöpfen als bei der Variante einer eher steifen Tragkonstruktion.

Der wesentliche Nachteil einer derartigen weichen Auslegung der Tragkonstruktion besteht demgegenüber darin, dass – resultierend aus einer vergleichsweise niedrigen Resonanzfrequenz der Konstruktion – mit größerer Nähe zu den anregenden Wellengangsfrequenzen eine höhere Ermüdungsbeanspruchung der Tragkonstruktion durch die entstehenden hydrodynamischen Lasten in Kauf genommen werden muss. Die optimale Auslegung unter Berücksichtigung dieser beiden eben genannten gegenläufigen Effekte wird als eine zentrale Entwicklungsaufgabe bei den Einpfahlgründungen angesehen.

Die weiche Auslegungsvariante stellt jedoch in jedem Fall erhöhte Anforderungen an die Beherrschung des dynamischen Verhaltens der Gesamttragkonstruktion und der Windkraftanlage selbst. Grundsätzlich wird bei der Konzeptionierung von Einpfahlgründungen davon ausgegangen, dass die anfallenden Ermüdungslasten aus den angreifenden aero- und hydrodynamischen Kräften die entscheidenden Dimensionierungsfaktoren für ein Monopile-Fundament darstellen. In einzelnen Fällen kann jedoch auch die vom Treib- bzw. Packeis herrührende Extremlast maßgebend für die gewählte Wandstärke sein, allerdings sind die Eislasten in der Deutschen Bucht im Gegensatz zu den Bedingungen in der Ostsee von nur untergeordneter Bedeutung.

Im Gegensatz zum im Beitrag „Das Gewichtsfundament (Schwerkraftsgründung) für Offshore-Windkraftanlagen I“ f. vorgestellten Gewichtsfundament werden bei der Einpfahlgründung keinerlei Vorbereitungen des Seebodens am jeweiligen Standort nötig. Allerdings ist andererseits wiederum eine relativ aufwendige Baugrunduntersuchung durch entsprechende Probebohrungen von mehreren Metern Tiefe unterhalb der Seebodenlinie notwendig, um so das Seebett auf ein eventuelles Vorhandensein von Felsblöcken oder anderen harten Bestandteilen zu überprüfen.

Nur Seegebiete, in denen nur wenige oder gar keine solcher harten Einschlüsse vorliegen, kommen für das Einbringen von Monopiles durch Rammung oder Einrütteln in Frage. In anderen Fällen, z. B. bei vergleichsweise schwierigem Boden, kann ersatzweise – die entsprechenden Standortbedingungen vorausgesetzt – auf Bohren als Einbringtechnik zurückgegriffen werden, um ggfs. Baukosten und -zeit zu reduzieren, so bspw. auch beim schwedischen Offshore-Windpark „Bockstigen“.