Wind Offshore

Installierte Wind-Offshore-Leistung; stündliche Einspeisung aus eigenem Offshore-Einspeisefaktor (beobachtete Einspeisung 2025).

Anlagenpark: rund 1.560 Offshore-Turbinen in Nordsee und Ostsee mit einer installierten Gesamtleistung von 9,4 GW (Energy-Charts, Jahresmittel 2025) bilden den Default. Der Ausbau läuft im Korridor 1–2 GW/a; das Slider-Maximum 400 GW (Schritt 2 GW) erlaubt H2- und Vollelektrifizierungs-Szenarien deutlich jenseits des deutschen Hoheitsgebiets, in dem das WindSeeG-Ziel 70 GW bis 2045 vorsieht. Offizielle Vergleichspunkte: Osterpaket-Zwischenziel 2030 30 GW, WindSeeG-/O45-Strom-Ziel 2045 70 GW (AWZ-Limit; die Frontier/DIHK-Studie »Plan B« 2025 rechnet mit diesem Pfad).

Einspeisecharakteristik: die Stundenleistung folgt dem eigenen Offshore-Einspeisefaktor — supplyGW(t) = installedGW × windOff100m[t] aus einspeisefaktoren-2025 (beobachtete Offshore-Einspeisung 2025 ÷ monatlich installierte Offshore-Leistung). Jahressumme ~2.800 h/a Volllaststunden-Äquivalent — beim Default 9,4 GW rund 26 TWh/a, deckungsgleich mit der realen 2025er Offshore-Einspeisung (26,1 TWh, Energy-Charts). Die Lastform ist glatter und schwächer mit Onshore korreliert (r ≈ 0,63): nur ~870 Flautenstunden unter 5 % gegenüber ~1.350 bei Onshore — Offshore puffert damit einen Teil der Onshore-Dunkelflauten. Spezifische Emissionen 13 g/kWh (Anlagenbau und Fundamente; electricitymaps DE).

Modellgrenze: der Faktor bildet die Bestandsflotte 2025 inklusive Anbindungs-Abregelung ab. Für Zukunfts-Szenarien gilt der windOffCapacityFactorMultiplier: das 70-GW-Flottenmittel 2045 liegt laut NEP-Orientierungswert bei 238 TWh = ~3.400 VLH (Wake-Effekte bei hoher Belegungsdichte: die dichteste Fläche N-10 mit 13,7 MW/km² schafft nur ~3.000 VLH) — also Multiplier ~1,2; einzelne ferne, dünn belegte Flächen erreichen 4.200–4.700 VLH (~1,5–1,7), das alte Pauschal-1,4 gilt nur dort. Die beobachteten ~2.800 h/a liegen unter dem Anlagenpotenzial, weil Offshore-Anbindungs-Engpässe einen erheblichen Teil der realen 9,4 TWh Netzengpass-Abregelung 2025 (SMARD) ausmachen — diese steckt bereits im Faktor, weitere reale Abregelung bildet das Kupferplatten-Modell nicht ab. Die eingebettete Kappung ist dabei kein Datenartefakt, sondern künftig geplanter Normalzustand: volkswirtschaftlich optimal sind 4,6–10,2 % Überbauung der Netzanbindung mit 3,5–4,2 % Spitzenkappung (Frontier/BDEW-BWO 2026; BSH schlägt im FEP sogar 20 % vor). Standortabhängigkeit Nordsee vs. Ostsee, HVDC-Wartungsausfälle und Cluster-Wirbeleffekte sind im Bundesmittel aggregiert. Curtailment greift im Kernmodell als erstes bei Überschuss.

Verwendung

Slider: 0 bis 400 GW, Schritt 2 GW. Default 9,4 GW ist der Energy-Charts-Bestand Ende 2025; das Maximum liegt deutlich über dem WindSeeG-Ziel 70 GW bis 2045 und bietet Spielraum für H2-Export- und Hub-Szenarien.

Verteilung

Profil: supplyGW(t) = installedGW × windOff100m[t] mit eigenem Offshore-Faktor aus einspeisefaktoren-2025 — ~2.800 VLH, glatter als Onshore, r ≈ 0,63 korreliert.

Formel

Rechnung: Emissionen(t) = supplyGW(t) × 13 g/kWh. Bei Überschuss curtailed das Kernmodell Offshore als erstes — vor Onshore und PV.

Quellen: Energy-Charts installed_power 2025 (Wind Offshore Deutschland); MTGermany energy-simulation-de (Emissionsfaktor).