Offshore-Wind: Warum 20‑MW‑Riesen auch Deutschland betreffen

Du merkst von Offshore-Wind oft nur indirekt etwas: als Preis auf der Stromrechnung, als Diskussion über Netzentgelte oder als Frage, ob künftig genug sauberer Strom für Wärmepumpe und E‑Auto verfügbar ist. Genau deshalb lohnt sich ein Blick auf eine scheinbar technische Nachricht: Offshore-Windräder wachsen in Richtung 20‑MW‑Klasse. Das klingt wie ein Detail aus der Ingenieurswelt, wirkt aber bis in den Alltag, weil sich damit die Baugeschwindigkeit, die Risiken im Betrieb und die Anforderungen an das Stromnetz verschieben.

Greifbar wird das an einem offenen Referenzdesign der internationalen Windforschungs-Community: der IEA Wind 22‑Megawatt Offshore Reference Wind Turbine (veröffentlicht 2024). Sie ist keine Serienmaschine eines Herstellers, aber ein detailliert dokumentierter Bauplan für Simulationen und Vergleiche. Ihre Kenndaten zeigen, welche Dimensionen in der 20‑MW‑Liga gemeint sind: ein Rotor mit 284 m Durchmesser und eine Nabenhöhe von 170 m. Allein die Masse wichtiger Komponenten macht klar, warum Logistik und Wartung neu gedacht werden müssen.

Deutschland baut Offshore-Wind politisch und regulatorisch stark aus. Das Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG) setzt Mindestziele von 30 GW bis 2030, 40 GW bis 2035 und 70 GW bis 2045. Gleichzeitig beschreibt der Statusbericht von Deutsche WindGuard für das Jahr 2024 eine installierte Leistung von rund 9,2 GW in deutschen Gewässern. Zwischen Ziel und Ausgangspunkt liegt also eine steile Rampe. Ob größere Turbinen diese Rampe einfacher machen oder neue Engpässe schaffen, ist die Kernfrage.

Der wichtigste Unterschied ist banal und trotzdem folgenreich: Mehr Leistung pro Turbine bündelt Erzeugung. Wenn ein Windpark 1 GW leisten soll, braucht er bei 10 MW pro Turbine grob 100 Anlagen, bei 20 MW grob 50. Das ist ein vereinfachtes Rechenbeispiel, aber es zeigt den Hebel. Weniger Turbinen bedeuten potenziell weniger Fundamente, weniger interne Verkabelung im Park und weniger Montageschritte auf See. Das kann Kosten und Bauzeit drücken, vor allem dort, wo Wetterfenster knapp sind.

Die 20‑MW‑Klasse ist aber nicht nur „doppelt so groß“. Dimensionen und Massen wachsen an mehreren Stellen stark. Beim IEA‑22‑MW‑Referenzdesign liegen die Blätter bei rund 137,8 m Länge und rund 82,3 t Masse pro Blatt. Der Rotor‑Nacelle‑Verbund (Rotor plus Maschinenhaus) wird mit rund 1.215,6 t angegeben, das Maschinenhaus selbst (ohne Nabe und Yaw‑System) mit rund 821,2 t. Auch der Turm ist schwer: rund 1.574 t. Solche Gewichte sind nicht einfach „größerer Lkw“ oder „größerer Kran“, sondern bedeuten andere Lastfälle, andere Montageketten und oft eine andere Verfügbarkeit von Spezialschiffen.

Größere Turbinen sparen Arbeit pro Megawatt beim Bau, aber sie konzentrieren Aufwand und Risiko in weniger, deutlich schwereren Einzelteilen.

Auch im Inneren ändert sich viel. Die IEA‑Referenz beschreibt als Generator-Konzept einen direkt angetriebenen Permanentmagnet‑Generator. Das ist für den Alltag nicht wichtig, aber für die Folgen schon: Direktantriebe verzichten auf ein Getriebe, dafür werden Generator und Struktur sehr groß. Im Referenzdesign wird die Generator-Effizienz im Nennpunkt mit 95,4 % angegeben. Solche Werte sind ein Hinweis darauf, warum Hersteller und Forschung auf diese Größenordnung schielen: Jede Prozentstelle Effizienz, jede Vereinfachung im Aufbau und jeder vermiedene Serviceeinsatz kann über die Lebensdauer viel ausmachen. Gleichzeitig steigen Anforderungen an Kühlung, Materialeinsatz und Reparierbarkeit, weil im Fehlerfall nicht nur ein „Bauteil“, sondern schnell ein Großgerät betroffen ist.

Der versprochene Vorteil großer Turbinen klingt zunächst wie ein Geschenk: weniger Anlagen für dieselbe Parkleistung. In der Praxis verschiebt sich aber der Engpass. Statt viele „mittelgroße“ Komponenten zu bewegen, müssen wenige extrem große und schwere Komponenten sicher, pünktlich und in kurzer Folge auf See gebracht werden. Das betrifft besonders Häfen, die als Montage- und Umschlagplätze dienen, sowie die Spezialschiffe, die Komponenten transportieren und die Turbinen installieren.

Die Dimensionen aus der IEA‑22‑MW‑Referenz liefern dafür eine einfache Intuition: Wenn ein einzelnes Blatt rund 138 m lang ist, wird der Transport und das Handling am Kai zur Präzisionsarbeit. Und wenn der Rotor‑Nacelle‑Verbund über 1.200 t wiegt, reichen nicht nur „mehr Kranstunden“. Es braucht passende Tragfähigkeiten, geeignete Aufstellflächen, verstärkte Kaikanten und klare Abläufe, damit die Lieferkette nicht ins Stocken gerät. Selbst wenn ein großer Windpark weniger Turbinen benötigt, kann der Hafen stärker belastet sein, weil jedes einzelne Bauteil mehr Platz, mehr Zeit und mehr Spezialtechnik beansprucht.

Hinzu kommt die Installationslogik auf See. Bei Offshore-Bauvorhaben sind Wetterfenster, Seegang und Windbedingungen entscheidend. Größere Komponenten können die Zeit pro Turbine erhöhen, weil Hebevorgänge komplexer werden und Sicherheitsmargen größer sind. Gleichzeitig kann die Gesamtzahl der Installationen sinken. Ob ein Projekt am Ende schneller wird, hängt deshalb weniger von der Nennleistung ab als davon, ob die gesamte Kette skaliert: Krane, Schiffe, Crews, Ersatzteile, aber auch die Planung der Reihenfolge auf See.

Für Deutschland ist das besonders relevant, weil die geplante Ausbaurate hoch ist. Der WindGuard-Statusbericht beschreibt für Ende 2024 rund 1.639 Offshore-Windturbinen in deutschen Gewässern. Wenn ein großer Teil der zusätzlichen Leistung bis 2030 und 2035 mit immer größeren Turbinen erreicht werden soll, muss die Infrastruktur in Nord- und Ostsee mitwachsen: nicht nur an den Standorten draußen auf dem Meer, sondern auch in den Häfen an Land. Genau hier entscheidet sich, ob „größer“ in der Praxis auch „schneller“ wird.

Die Deutschland-Brücke beginnt mit harten Zielmarken. Das WindSeeG legt Mindestziele fest: 30 GW Offshore-Leistung bis 2030, 40 GW bis 2035 und 70 GW bis 2045. Demgegenüber stehen laut Deutsche WindGuard rund 9,2 GW installierte Offshore-Leistung in Deutschland zum Ende des Jahres 2024. Rein rechnerisch erfordert das für 30 GW bis 2030 einen sehr hohen Zubau über mehrere Jahre hinweg. Größere Turbinen können helfen, weil pro Projekt weniger Einzelanlagen errichtet werden müssen. Gleichzeitig bleibt ein zweiter Engpass bestehen: die Netzanbindung.

Offshore-Strom muss von den Parks über Anbindungsleitungen, Konvertertechnik und Onshore-Verstärkungen ins Netz. Diese Infrastruktur ist kapitalintensiv und zeitkritisch. Für die Kostenverteilung ist in Deutschland wichtig, dass Netzkosten in den Netzentgelten landen und es mit der Offshore-Umlage einen Mechanismus gibt, über den bestimmte offshore-bezogene Kosten auf Stromkunden umgelegt werden können. Wie groß der Effekt im Einzelhaushalt ist, hängt von vielen Faktoren ab. Klar ist aber: Je teurer oder knapper Netzanbindungen werden, desto eher spiegelt sich das systemisch in Kostenkomponenten wider, die am Ende in Strompreisen und Netzentgelten auftauchen.

Eine häufig übersehene Perspektive ist, dass die Kostendiskussion nicht nur von Turbinen abhängt, sondern stark von Übertragungs- und Anschlussstrukturen. Eine Studie von DIW Econ aus dem Jahr 2019 vergleicht die „Levelized Cost of Transmission“ (also vereinfacht: die Kosten, Strom aus Offshore-Wind über die Übertragungsinfrastruktur an Land zu bringen) zwischen Deutschland und dem Vereinigten Königreich. Dort werden für Deutschland im Mittel etwa 35 €/MWh und für das Vereinigte Königreich etwa 16 €/MWh berichtet. Die Studie zerlegt die Differenz in mehrere Treiber (etwa Distanz, Technologie- und Umweltauflagen) und sieht einen verbleibenden Anteil, der mit Markt- und Regulierungsdesign zusammenhängt. Diese Quelle ist von 2019 und damit älter als zwei Jahre, bleibt aber als öffentliches, detailliertes Rechenwerk ein wichtiger Referenzpunkt.

Was heißt das für 20‑MW‑Turbinen? Ein Teil der Netzkosten hängt am „Wo und wie“: Entfernung zur Küste, AC/DC‑Technik, Konverterplattformen und Auslastung. Größere Turbinen verändern diese Faktoren nur indirekt. Sie können aber auf Parkebene helfen, die interne Komplexität zu reduzieren und die Bauzeit zu verkürzen. Wenn ein Park früher ans Netz geht und stabil läuft, verbessert das die Ausnutzung der Netzanbindung. Umgekehrt steigt das Risiko, dass bei Ausfällen einzelner Großturbinen mehr Leistung hinter einer vorhandenen Netzkapazität kurzfristig wegfällt. Das ist kein Automatismus, aber ein Planungsfaktor, den Betreiber und Netzplaner berücksichtigen müssen.

Mit mehr Leistung pro Turbine wächst auch die „Fallhöhe“ pro Ausfall. Fällt in einem Park eine 20‑MW‑Maschine aus, fehlen auf einen Schlag deutlich mehr Megawatt als bei einer 10‑MW‑Maschine. Das ist kein Argument gegen große Turbinen, aber es verschiebt das Risikoprofil: Verfügbarkeit, Wartungsplanung und Ersatzteilstrategien werden wichtiger, weil die Ausfallkosten pro Ereignis steigen können.

Ein zweiter Punkt ist die Reparatur-Realität offshore. Große Komponenten lassen sich nicht „mal eben“ tauschen. Wenn Generator, Hauptlager oder ein großes Blatt betroffen sind, braucht es Spezialpersonal, Wetterfenster und oft schwere Hebetechnik. Die IEA‑22‑MW‑Referenz macht die Größenordnung greifbar, etwa bei Massen im Bereich von hunderten Tonnen für zentrale Maschinenhaus-Komponenten. Das führt zu einer einfachen Alltagssicht: Nicht der häufige kleine Defekt ist das Hauptproblem, sondern das seltene große Ereignis, das Logistik und Zeitpläne durcheinanderbringt.

Dazu kommt Lieferkettenabhängigkeit. Große Offshore-Turbinen benötigen spezialisierte Materialien und Fertigungskapazitäten, von großen Gussteilen bis zu Generator-Komponenten. Bei direkt angetriebenen Permanentmagnet-Generatoren spielen Permanentmagnete und die elektrische Auslegung eine Rolle; die IEA‑Referenz nennt dazu beispielsweise Magnetmaterialannahmen im Generator-Design. Für Betreiber heißt das: Standardisierung und Ersatzteilverfügbarkeit werden strategisch. Wenn wenige Hersteller oder wenige Fabriken kritische Teile liefern können, steigt die Anfälligkeit für Verzögerungen. Das betrifft nicht nur einzelne Projekte, sondern kann bei einem schnellen Ausbaupfad auch systemisch wirken, weil viele Windparks parallel um dieselben Ressourcen konkurrieren.

Schließlich hat Größe auch eine gesellschaftliche Dimension: Häfen, Werften und die Offshore-Industrie in Deutschland könnten profitieren, wenn Infrastruktur und Fähigkeiten aufgebaut werden. Gleichzeitig steigen die Anforderungen an Planung und Transparenz, weil Netzanbindung, Umlagen und Netzentgelte öffentliche Akzeptanzfragen berühren. Der technische Fortschritt hilft nur dann im Alltag, wenn er nicht an organisatorischen Engpässen scheitert.

20‑MW‑Turbinen stehen beim Offshore-Wind für eine neue Logik: weniger Anlagen für dieselbe Leistung, aber deutlich schwerere Einzelkomponenten. Das kann den Ausbau pro Gigawatt vereinfachen, weil weniger Fundamente und weniger Installationsvorgänge nötig sind. Gleichzeitig verlagert sich der Engpass in Richtung Häfen, Spezialschiffe, Kräne und Wartung. Für Deutschland ist das besonders relevant, weil die gesetzlichen Ausbauziele hoch sind und der Weg von rund 9,2 GW (Ende 2024) zu 30 GW (2030) eine schnelle Industrialisierung verlangt.

Ob große Turbinen am Ende auch Stromkosten und Netzentgelte entlasten, hängt nicht nur von der Turbine ab. Netzanbindungen und Marktregeln prägen einen großen Teil der Systemkosten, wie Analysen zu Übertragungskosten zeigen. Größere Anlagen können helfen, Projekte schneller und effizienter ans Netz zu bringen, erhöhen aber auch die Bedeutung von Verfügbarkeit und Ersatzteilstrategie, weil ein einzelner Ausfall mehr Leistung betrifft. Praktisch heißt das: Je besser Deutschland Logistik, Netzanbindung und Lieferketten zusammen plant, desto eher wird „größer“ zu einem Vorteil, den du am Ende als stabilere Versorgung und planbarere Kosten spürst.