Erneuerbare Energien bei Google bevorzugen
Herr Huby, Herr Arndt, sie waren bei Areva Wind als Geschäftsführer und als Technikchef die führenden Köpfe. Sie Herr Arndt waren auch Entwicklungsleiter der dort gebauten Windturbinentechnik. Nun sind es gut zehn Jahre her, seit Sie zur Bard-Technologie wechselten – und auf eine andere Position in der Wertschöpfungskette: Im Betreiberunternehmen Ocean Breeze Energy begannen Sie 2015 die technologische Modernisierung des einzigen Windparks mit Bard-Windturbinen. Wie schauen Sie zurück?
Jean Huby: Tatsächlich arbeiten Joachim und ich seit 15 Jahren zusammen, seitdem ich 2011 zum CEO von Areva Wind ernannt wurde. Joachim war der Architekt der M5000-Anlage, und wir haben zwischen 2011 und 2013 gemeinsam mit dem Rest des Areva-Wind-Teams die Serienfertigung dieses Modells hochgefahren, um unsere ersten kommerziellen Aufträge zu bedienen.
2014 sollte Areva Wind jedoch von Gamesa übernommen werden, und ich verließ das Unternehmen. Joachim und viele andere Schlüsselpersonen der Areva Wind suchten bald ebenfalls nach neuen Herausforderungen. Bard Offshore 1 war gerade fertiggestellt worden, aber die Technologie war gleichzeitig noch nicht ausgereift und schon abgekündigt. Das klang nach einer spannenden Aufgabe bei der unser ehemaliges Team von Areva unter neuer Flagge einen wertvollen Beitrag liefern konnte. Uns gelang es bald, ehemalige Bard-Mitarbeiter, die die Anlage mitentwickelt hatten, ebenfalls für die Firma zu gewinnen. Und aus zwei Entwicklungsteams ist ein neues Unternehmen mit einem innovativen Geschäftsmodell entstanden.
OBE
Joachim Arndt: Inzwischen haben wir rund 25 Ingenieure in OBE, davon etwa die Hälfte aus Bard und die Hälfte aus Areva Wind. Mit diesem Team, sowie mit dem Netzwerk an Experten, mit denen wir seit Jahren arbeiten, sind wir in der Lage, vom Rotor über den mechanischen und elektrischen Triebstrang bis zur Gründung alles fachlich abzubilden. Die Kontrolle über die Technologie haben wir uns auch für das Umspannwerk und die Unterseekabel erarbeitet.
Jean Huby: Die Kernidee, die wir 2015 hatten, war, dass die Technologie das Hauptrisiko und die Hauptopportunität für diesen Windpark darstellte. Bard Offshore 1 brauchte einen Betreiber, der gleichzeitig Turbinenentwickler ist. Dieses Modell hat sich bewährt und funktioniert inzwischen sehr gut.
Ihr Ziel einer Generalüberholung des Pilotwindparks Bard Offshore 1 von 2015 an lautete, diesen auf eine langjährig verlässliche Stromerzeugung zu trimmen. Welche Ergebnisse hat Ihnen das nun 10 Jahre später, gemessen am jüngsten Betriebsjahr 2025, beschert?
Jean Huby: Zehn Jahre später läuft alles nach Plan – wobei zur Normalität dieses 15-jährigen Windparks die Überraschung gehört.
Eine erste Überraschung im Jahr 2025 war ein Kabelschaden, der im Mai festgestellt wurde. Das löste ein Rennen gegen die Uhr aus, da wir das Kabel unbedingt vor den Herbststürmen tauschen wollten. Das ist uns auch gelungen, sodass sich die wirtschaftlichen Konsequenzen in Grenzen hielten. Wir konnten die Ursache des einmaligen Schadens identifizieren und für die Zukunft ähnliche Vorfälle ausschließen.
OBE
Eine weitere Überraschung im letzten Jahr war der Komplettausfall des Jack-Up Schiffes, welches wir von einem langjährigen Partner für Großkomponententausche gebucht hatten. Wir mussten deshalb den 2017 begonnenen Tausch von Großkomponenten für ein Jahr unterbrechen. Weil wir in den letzten Jahren immer tüchtig Großkomponenten ausgewechselt hatten, fielen im Winter Anfang 2025 nur drei Windenergieanlagen wegen dieser Unterbrechung aus. Und unser selbst entwickeltes Peak-Power-Uprate mit dem unsere Anlagen bis 5,5 MW bei Volllast produzieren können, hat den Minderertrag weitgehend kompensiert.
Joachim Arndt: Unterm Strich erreichten wir 2025 fast 90 Prozent Energie-Verfügbarkeit, wenn wir die kabelbedingten Stillstände herausrechnen und nach einem schwachen Frühjahr rund 3.000 Volllaststunden.
Mit dem Peak Power Uprate meinen Sie, dass Sie durch das Neuberechnen des Designs die 5,0-Megawatt-Anlagen für 5,5 MW Höchstbetrieb zertifizieren konnten?
Jean Huby: Genau. Dadurch können wir bei Volllast ausgefallene Anlagen kompensieren. Das Peak Power Uprate ist seit Ende 2023 aktiv und ein großer Erfolg. Im Dezember 2025 zum Beispiel betrug der Mehrertrag durch das Peak Power Uprate drei Prozent mehr Stromausbeute.
Joachim Arndt: Um die Windturbinen in unserem Nordsee-Windpark mit zehn Prozent höherer Nennleistung, das heißt bis 5,5 MW zu betreiben, mussten alle Syteme der Windturbine erneut in ihrer Auslastungsfähigkeit nachgewiesen werden. Diese Leistungen wurden nahezu vollständig inhouse erbracht. Das erreicht zu haben, spiegelt auch unser Leistungsvermögen wider.
Sie verzeichnen nun schon seit Jahren keinen Unfall mit Personalausfallzeiten mehr – und bereiten gedanklich vor, den Windpark zehn Jahre länger als die genehmigte Standardlaufzeit zu betreiben. Erstaunt Sie das selbst?
Jean Huby: Eigentlich nicht. Unfälle sind in unserer Branche sehr selten. Was die Arbeitssicherheit angeht, mussten wir die Bard-Turbine einer Art „Re-Design for safety“ unterziehen. Wir haben zusammen mit den Service-Technikern und unseren Partnern zahlreiche kleine Designänderungen gemacht und neue Werkzeuge und Reparaturmethoden entwickelt, die deren Arbeitssicherheit verbessern. Hier waren Praxisnähe und Liebe zum Detail gefordert. Bei den Fundamenten war der Druck verständlicherweise sehr groß und es war essenziell, gleich die richtigen Entscheidungen zu treffen.
Joachim Arndt: Zum Beispiel das Stützkreuz des Tripiles. Das ist das Verbindungsstück zwischen dem Turm der Windturbine und den drei Piles. Der Zertifizierer forderte wegen Fehlern in den tragenden Schweißnähten in den Stützkreuzen, dass wir einmal jährlich in Summe sechs Kilometer Schweißnahtstrecke per Ultraschall untersuchen. Die Kosten für die Prüfung und anschließender Bewertung beliefen sich 2016 auf mehr als eine Million Euro, mit der Inflation wären es heute zwei Millionen Euro jährliche Kosten geworden.
Der Eigentümer hatte sogar eine Reparatur der fehlerhaften Schweißnähte in Betracht gezogen. Das wäre offshore ein sehr komplexes und möglicherweise kontraproduktives Unternehmen gewesen. Wir haben uns gleich für einen anderen Weg entschieden und etablierten ein innovatives viel kostengünstigeres zerstörungsfreies Prüfverfahren, NDT-Prüfverfahren genannt, mit dem die Ungänzen in den Schweißnähten bildlich dargestellt wurden. Damit konnten wir über drei Jahre nachweisen, dass die Fehlstellen sich von Jahr zu Jahr nicht entwickelt hatten. Wir verschafften uns mittels Lastenvermessung an den Bauteilen ein genaues Bild über die tatsächliche Belastung der Schweißnähte.
Darüber hinaus war es ein Glücksfall, dass an dem Stützkreuz des 2016 zurückgebauten Prototypen vergleichbare Ungänzen in den Schweißnähten nachweisbar waren. Mit Probekörpern aus diesen Stützkreuz konnten für die betroffenen Schweißnähte sogenannte Wöhlerkennlinien erzeugt werden. Mit den erarbeiteten Daten berechneten wir die Betriebsfestigkeit auf 30 Jahre für alle Stützkreuze in unserem Offshore-Windpark. Durch diese Nachweißführung konnten wir uns zu 100 Prozent von der Auflage der wiederkehrenden NDT-Prüfungen befreien.
Jean Huby: Wenn man auf die Lage von BO1 im Jahr 2015 zurückschaut, gab es tatsächlich Stimmen, die den Windpark damals vorzeitig zurückbauen oder „repowern“ wollten. Wir waren aber von Anfang an davon überzeugt, dass es die Option Weiterbetrieb auf Basis einer kontinuierlichen Verbesserung der Anlagentechnik gab. Wir sind stolz darauf, dass wir es auch geschafft und dadurch schon über sechs Millionen Tonnen CO2-Ausstoß vermieden haben.
Stichwort Aufbessern der Anlagentechnik: Neun sprichwörtliche technologische Meilensteine zählten Sie jüngst in einem Fachvortrag in Neuss auf, die Sie hierbei vorgerückt seien. Was waren die wichtigsten?
Jean Huby: Wir können da keine Rangliste definieren, weil viele dieser Projekte aufeinander aufbauen. Nehmen wir zum Beispiel den schon erwähnten Peak Power Uprate. Der wäre ohne die vorherigen Projekte nicht möglich gewesen. Zum Beispiel wäre er ohne die Grundsanierung der Windpark-IT-Infrastruktur nicht denkbar gewesen.
Joachim Arndt: Die Gesamtarchitektur der Windturbinensteuerung wurde mit unserem Projekt „Ocean Control“ neu aufgesetzt und stetig weiterentwickelt mit dem Ziel der Ertragsoptimierung und Reduzierung der Windturbinenlasten,
Jean Huby: Eher als Meilensteine würde ich aber den Begriff „kontinuierliche Verbesserung“ nutzen. Zum Beispiel mit dem Einsatz von „Lean Management“-Methoden und einer ständigen Anpassung der Wartungsumfänge optimieren wir jedes Jahr die Wartungskampagnen. Für größere Arbeitspakete stimmen wir mit unseren Dienstleitern sogenannte Choreographien ab, bei denen die Aufgaben in dem Team sehr genau, Mitarbeiter pro Mitarbeiter, definiert werden. So schaffen wir mehr Arbeitssicherheit, mehr Reproduzierbarkeit, mehr Produktivität und sparen Geld und Ausfallzeiten.
Damit haben wir uns auch den wirtschaftlichen Spielraum geschaffen, mehrere Serienfehler der Anlage mit einer mehrjährigen Großkomponententauschkampagne anzugehen. Eine Kampagne die wiederum dank einer schnellen Entscheidung, Designänderungen bei den kritischen Komponenten einzubringen, zu einer nachhaltigen Verbesserung des Windparks führt.
Joachim Arndt: Bei dem Getriebe etwa, haben wir schon 2016 ein überarbeitetes Design eingebracht, dass wir in enger Zusammenarbeit mit dem Lieferanten entwickelt hatten. Inzwischen sind über zwei Drittel der Getriebe mit dem ursprünglichen Design ausgefallen, die Getriebe mit dem OBE-Design hingegen laufen jetzt seit zehn Jahren zuverlässig
Es ist also eine dreiseitige Windpark-Partnerschaft: Ihre Ingenieure selbst entwerfen verbesserte Lösungen und Technik, wo marktübliche Instandhaltung nicht ausreichend wirtschaftlich ist. Dazu nutzen Sie Partnerschaften mit den Komponentenzulieferern und mit ihrem langjährigen Windparkservice zusammen. Ein automatisierter Prozess für ständige Technik-Fortentwicklung?
Jean Huby: Wir haben die ganze Technologie des Windparks unter Kontrolle aber der Dialog mit den technischen Ansprechpartnern steht dabei im Fokus.
Joachim Arndt: Die Bard-Anlage wurde nur 83-Mal gebaut und die meisten Ersatzteile sind inzwischen abgekündigt. Der Markt liefert immer Lösungen, wir müssen sie aber in unsere Turbinenarchitektur, Hardware- und Software-technisch, integrieren, und auf die künftige Instandsetzungsstrategie achten - Stichwort: Design for Service. Inzwischen ist es zu unserem Alltag geworden, diese Lösungen mit unseren Partnern zu entwickeln.
Jean Huby: Bei Bard haben wir eine wenig verbreitete und alternde Technologie. Externe Dienstleister oder Versicherer waren nur begrenzt bereit, eine volle Verfügbarkeitsgarantie einschließlich Designrisiko zu geben. Die Technologie war zum Zeitpunkt der Errichtung noch nicht ausgereift und ist früh in eine Phase eingetreten, wo Komponenten abgekündigt sind, oder vermehrt ausfallen. Dieses Problem haben wir zu einem Vorteil gemacht: wir haben die Turbinenhersteller-Kompetenz bei uns aufgebaut und können die technischen Entscheidungen direkt erarbeiten und treffen. Droht eine Komponente auszufallen, sind wir selbst in der Lage die Pros und Cons einer präventiven Reparatur abzuschätzen. Externe Validierung wird nur zur Qualitätssicherung herangezogen, sie ist den Entscheidungen nicht vorgelagert.Das heißt, wir müssen immer wieder zurück an den Entwicklertisch, haben diesen nie verlassen. Wir haben alles in der Hand: Das technische Wissen und die Befugnis, selbst über die Instandhaltungsstrategie und Entwicklungsprioritäten zu entscheiden. Das ist ein riesiger Vorteil und bringt die notwendige Agilität.
Sie lassen den Strom seit Ende 2023 durch RWE vermarkten – Basis ist ein PPA-Modell, also ein Stromliefervertrag. Wie sieht dieser aus?
Jean Huby: Seit dem ersten Tag hatten wir das Ende unserer erhöhten gesetzlichen Einspeisevergütung von 15 Cent pro Kilowattstunde im Blick. Wegen der langen Bauzeit von Bard und der Tatsache, dass die Anlagen zwei unterschiedlichen Vergütungsregimes zugeordnet worden sind, erfolgt dieser Übergang stufenweise. Seit 2024 haben wir schon Anlagen, die die 15 Cent pro kWh verloren haben. Andere Anlagen in unserem Windpark werden die erhöhte Vergütung bis Anfang 2028 behalten.
Schon im Februar 2023 haben wir mit RWE den PPA abgeschlossen. Das gab uns ein hohes Maß an Preissicherheit für unsere Stromerzeugung bis Ende 2030 und bildete eine solide Basis für die Weiterentwicklung von Ocean Breeze Energy in einer Zeit, wo Strompreise sehr volatil gewesen sind.
Ich bin aber nicht besonders besorgt über künftige Preisentwicklungen. Der Trend der Elektrifizierung ist unaufhaltsam. Und ein Offshore-Windpark produziert Elektrizität meist im Winter, wenn die Photovoltaikanlagen viel weniger erzeugen, aber die Wärmepumpen und Elektroautos mehr Strom benötigen. Solange unsere Netzanbindung funktioniert, werden sich immer Abnehmer für unseren Strom finden.
Immerhin ist es klar, dass wir nach Ablauf unserer Anfangsförderung deutlich mehr auf die Kosten schauen müssen. Das haben wir aber antizipiert, und daher den Fokus auf eine nachhaltige Kostenreduzierung gesetzt. Bis 2030 werden wir zum Beispiel mit der Sanierung der kritischen Komponenten im Windpark weitgehend fertig sein.
Worin sehen Sie die Zukunft für Ocean Breeze Energy?
Jean Huby: Unsere Kernaufgabe bleibt der Betrieb des Offshore-Windkraftwerks Bard Offshore 1. Wir haben noch mindestens zwölf Jahre vor uns mit vielen weiteren spannenden technologischen Projekten. Darüber hinaus sind wir immer offen für neue Partnerschaften.