Offshore-Wind
Windkraftanlagen im Meer oder in großen Seen, meist auf festen Fundamenten in bis zu etwa 60 m Wassertiefe, wo der Wind stärker und gleichmäßiger weht als an Land.
Auf See profitiert die Windkraft von geringer Oberflächenrauigkeit, geringer Windscherung und kaum Beschränkungen bei der Turbinengröße. In der Nordsee sind mittlere Windgeschwindigkeiten von 9–10,5 m/s auf Nabenhöhe üblich. Neue Projekte erreichen damit Kapazitätsfaktoren von 40–50 %, typische Onshore-Windparks etwa 25–40 % (IRENA, Ember).
Welches Fundament zum Einsatz kommt, hängt von der Wassertiefe ab:
- Monopiles: der vorherrschende Typ, inzwischen 8–11 m im Durchmesser, für Tiefen bis etwa 40–50 m
- Jackets: Gitterstrukturen für 30–60 m oder schwere Turbinen
- Schwerkraftfundamente und Suction Buckets: je nach Standort
- Schwimmend: ab etwa 60 m, siehe schwimmende Offshore-Windkraft
Weltweit waren bis 2024 rund 75–80 GW installiert (GWEC), vor allem in China, Großbritannien und Deutschland. In Europa sind Turbinen mit 12–15 MW Standard, in China gibt es Prototypen mit 18–26 MW.
Die Kosten liegen über denen an Land, weil Fundamente, Errichterschiffe, Exportkabel und Umspannplattformen auf See hinzukommen. Weit vom Ufer entfernte Projekte werden per HGÜ angebunden. IRENA meldete für Projekte von 2023 weltweit gewichtete LCOE von etwa 75–80 USD/MWh, rund doppelt so viel wie bei Onshore-Wind. Zwischen 2022 und 2024 führten Inflation, steigende Zinsen und Engpässe in der Lieferkette zu gekündigten Verträgen in den USA und Großbritannien, ein Zeichen dafür, wie stark die Branche an den Finanzierungskosten hängt. Große Parks beeinflussen sich außerdem immer stärker gegenseitig durch Nachlaufeffekte.
Verwandte Begriffe
Alle Begriffe →- Schwimmende Offshore-Windkraft
Windkraftanlagen auf schwimmenden, am Meeresgrund verankerten Plattformen. Sie erschließen Wassertiefen ab etwa 60 m, in denen feste Fundamente unwirtschaftlich werden.
- Nachlaufeffekt (Wake-Effekt)
Geringere Windgeschwindigkeit und stärkere Turbulenz hinter einer Windkraftanlage, die den Ertrag dahinterstehender Anlagen senken und deren Ermüdungslasten erhöhen.
- Kapazitätsfaktor
Verhältnis der Energie, die ein Kraftwerk in einem Zeitraum tatsächlich erzeugt, zur Energie, die es bei durchgehendem Betrieb mit voller Nennleistung erzeugt hätte.
- HGÜ (Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung)
Übertragungstechnik, die große Leistungen als Gleichstrom transportiert, mit geringeren Verlusten über weite Strecken und der Möglichkeit, asynchrone Netze zu koppeln.
- Differenzvertrag (CfD)
Förderinstrument oder Vertrag, bei dem ein Erzeuger die Differenz zwischen einem festen Ausübungspreis und einem Referenzmarktpreis erhält und zurückzahlt, wenn der Marktpreis darüber liegt.
- Nabenhöhe
Höhe der Rotormitte einer Windkraftanlage über Grund oder Meeresspiegel. Höhere Naben erreichen stärkeren, gleichmäßigeren Wind und treiben die Kapazitätsfaktoren nach oben.