„Ich sehe Riesenpotenzial für den Dieselmotor“

Uwe Lauber, Vorstandschef von MAN Diesel & Turbo, baut sein Unternehmen zum Systemlieferanten um. Er orientiert es hin zu gasbetriebenen Aggregaten – auch aus ökologischen Gründen. Und fordert daher von der Politik klare Umweltschutzvorgaben.

VDI nachrichten: Überall klopfen derzeit chinesische Firmen an die Tür, Übernahmen wie die von Kuka durch den chinesischen Midea-Konzern gehen durch die Medien. Jüngst erwischte es auch die ehemalige Schiffsmotorensparte des schweizer Industriekonzerns Sulzer, Wärtsilä Winterthur. Das Staatsunternehmen China State Shipbuilding Corporation (CSSC) will 70% übernehmen …

Lauber: Es ist sicher zunächst gewöhnungsbedürftig, wenn über einem Traditionsunternehmen plötzlich eine chinesische Fahne weht. Aber davon muss man sich frei machen. Es muss nicht schlecht sein für die Kollegen, einen chinesischen Besitzer zu haben.

Lesen Sie auch:

Ist der Quantenmotor der Antrieb der Zukunft?

Neues Verfahren zur Methanherstellung

TOP 10: Die größten Flughäfen der Welt

Viermotorige Lokomotiven sollen jährlich bis zu 300 000 l Diesel sparen

Ihr Mutterkonzern Volkswagen könnte doch nach dem Dieselskandal etwas Geld gebrauchen. Es geistern die Namen Renk oder MAN Diesel & Turbo als mögliche Verkaufskandidaten durch die Gazetten.

Wir fühlen uns geschmeichelt, denn wir sind offenbar ein attraktives Unternehmen. VW denkt aber gar nicht dran, uns zu verkaufen. Das sind Gerüchte.

Bräuchte VW wirklich Geld, würde ein Verkauf von MAN auch bei Weitem nicht das einbringen, was benötigt würde. Ich schmunzele, was alles an Gerüchten – und aus welchen Ecken – gestreut wird.

Herr Lauber, MAN Diesel & Turbo gehört zum VW-Konzern. VW selbst hat zu kämpfen, wie sieht es bei Ihnen aus?

In dem Umfeld, in dem wir uns bewegen – maritime Welt, stationäre Kraftwerke und Turbomaschinen – ist es herausfordernd und spannend.

Wo liegen Ihre Herausforderungen?

Wir sehen momentan die größten Herausforderungen ganz klar im Turbomaschinenbereich, weil dieses Segment durch Kunden aus dem Öl- und Gasmarkt geprägt ist. Der Ölpreis ist seit 2014 im freien Fall, von etwa 120 $ auf zeitweise nahezu 30 $ pro Fass. Das hat gravierende Auswirkungen auf das gesamte Projektgeschäft.

Das sind meist langjährige Projekte, und beteiligte Länder und Unternehmen verdienen bei solchen Preisen in der Ölförderung zu wenig. Das hat natürlich Einfluss auf unser Geschäft.

Konkrete Beispiele?

Länder wie Nigeria oder Russland, sind beim Ölpreis auf einen Schwellenwert von 40 $ oder 45 $ angewiesen. Bei allem, was darunter liegt, machen sie keine Rendite mehr. Und das hat natürlich auch Konsequenzen für Unternehmen wie BP, Shell oder Exxon. Wir reden von Stellenabbau, in Norwegen wurden ganze Plattformen stillgelegt. Das schlägt sich natürlich in unserem Projektgeschäft nieder.

Aber ich halte das für eine temporäre Erscheinung, es ist nur eine Frage der Zeit, bis der Ölpreis wieder auf 60 $ bis 65 $ steigt. Studien gehen davon aus, dass sich der Investitionsstau dann auflöst.

Welchen Anteil machen die Turbomaschinen am operativen Geschäft aus?

Etwa ein Drittel des Umsatzes. Je nach Region haben wir aber einen Rückgang von 30 % bis 40 % zu verzeichnen. Ich denke, dass wir 2016 die Talsohle erreicht haben. Allerdings – bedingt durch die langen Prozesszyklen im Anlagenbau – kann es bis zu drei Jahre dauern, bis neu beauftragte Anlagen dann auch ausgeliefert werden können.

Sie haben in Norwegen die weltweit erste Verdichterstation zur Unterwasser-Gasförderung installiert. Ferngesteuert, autark. Ein Zukunftsmodell?

Absolut! Das Thema Subsea steht unter reger Beobachtung der gesamten Konkurrenz, aber auch der Öl- und Gasfirmen selbst. Die Anlage läuft seit September 2015 tadellos. Das ist wirklich eine Spitzenleistung der gesamten Mannschaft. Das führe ich auch auf die sehr enge Kooperation mit Statoil als Betreiber zurück, die vor vielen Jahren angefangen hat.

So eine Station bauen Sie nicht von heute auf morgen. Wir bauen schon lange Kompressoren, aber einen Kompressor auf dem Meeresboden zu betreiben, war eine neue Herausforderung. Da spielen auch Aspekte wie Digitalisierung eine große Rolle. Man kann die Anlage heute mit einem Laptop steuern, ohne dass ein Mann vor Ort sein muss und Ferndiagnosen durchführen, um vorausschauend analysieren zu können, was wo in der Anlage passieren wird.

Wie tief kann man denn mit solchen Anlagen überhaupt gehen?

Wir planen jetzt bis 3000 m. Die Tiefe ist aber eigentlich nicht relevant. Das ist nur eine Frage der Wanddicken und der Dichtungen. Der Rest der Anlage ist praktisch verschleißfrei ausgelegt. Die Montage kann über Roboter erfolgen.

Können Sie mit solchen Anlagen intensiver fördern? Beispielsweise aus Gasfeldern?

Ja, das ist das eigentliche Geschäftsmodell. Gasplattformen holen meist nur 40 % des Gases heraus, 60 % bleiben unangetastet. Um es mal salopp zu sagen: Wenn Sie mehr herausholen möchten, müssten Sie oben eine Art Staubsauger installieren, um den Rest herauszusaugen.

Der Energieaufwand wäre aber um den Faktor 10 höher als bei einer Subsea-Anlage. Während ich auf dem Meeresboden nur 10 MW Förderleistung benötige, bräuchte ich oben schon 100 MW. Energetisch wäre das überhaupt nicht wirtschaftlich.

Das Subsea-Konzept ermöglicht die zusätzliche Förderung über 10 bis 14 Jahre hinweg. In der Vergangenheit hätte man das Bohrloch zugemacht.

Rechnet sich so ein Projekt bei den derzeit niedrigen Öl- und Gaspreisen?

Na klar lohnt sich das, sofern eine bisherige Infrastruktur genutzt werden kann. Zumal wenn die Alternative lautet, die Förderung einstellen zu müssen, obwohl noch 60 % unten liegen.

Also lohnt sich eine Subsea-Lösung nur für Bestandsplattformen?

Für viele Milliarden eine neue Plattform zu bauen, plus Pipelines, plus Investition in die Infrastruktur lohnt Stand heute tatsächlich nicht. Bei einem bereits erschlossenen Feld aber reduziert sich das Investitionsvolumen auf 1 Mrd. € bis 1,5 Mrd. € und es kann noch jahrelang weiter gefördert werden.

Momentan ist Ihre Pilotanlage etwa so groß wie ein Fußballfeld. Sie ist als Testanlage sehr redundant ausgelegt. Werden spätere Anlagen kleiner?

So eine erste Pilotanlage muss natürlich zu allererst beweisen, dass das Konzept der Subsea-Factory funktioniert.

Die Kerntechnologie dabei ist der Verdichter, der jetzt direkt am Bohrloch sitzt. Wir sprechen von einem hermetisch gekapselten Verdichter, der quasi keine Verbindung zur Außenwelt hat. Motor und Kompressor bilden eine Einheit, wobei der Motor selbst von dem geförderten Gas gekühlt wird.

Wird das, was Sie für die Tiefsee entwickeln, sich später beim Schiffsbau oder in der Kraftwerkstechnik wiederfinden?

Natürlich gibt es da regen Austausch, gerade was Materialpaarungen oder Tribologie angeht. Was wir jahrelang in unseren Labors getestet haben, findet natürlich auch Anwendung in unseren Gasturbinen und Motoren. Zunächst nur in Nuancen, denn vom Bauprinzip ist ein Motor schon etwas anderes als eine Turbomaschine.

Gerade die Dieselaggregate stehen als Umweltsünder auf dem Prüfstand. Sehen Sie in der Schifffahrt noch großes Potenzial für den Selbstzünder?

Oh ja, ich sehe ein Riesenpotenzial. Heute ist der Dieselmotor in der maritimen Wirtschaft das effizienteste Vehikel, um Güter zu transportieren.

Das wird klarer wenn Sie die Containerschifffahrt in Relation setzen zum Pkw-Individualverkehr. In einem Auto sitzen in der Regel ein bis zwei Personen, die von A nach B bewegt werden. Ein Containerschiff transportiert aber mit einem einzigen riesigen Motor enorme Gütermengen über tausende von Seemeilen. Setzt man den Emissionsausstoß in Relation zum Individualverkehr, sind die Emissionen fast vernachlässigbar. Absolut betrachtet, sind sie aber noch zu hoch.

Wir investieren daher massiv in Forschung und Entwicklung, um Stickoxidkatalysatoren oder eine noch effizientere innermotorische Verbrennung zu forcieren. Das machen wir auch zusammen mit unseren Konkurrenten im EU-Forschungsprojekt Hercules, um den Dieselmotor effizienter und emissionsfreundlicher zu machen.

Aber noch mal: Die Kolbenmaschine ist im maritimen Sektor nach wie vor das mit Abstand effizienteste Vehikel. Mit doppelter Aufladung erreichen wir heute in der 20-MW-Klasse über 50 % Wirkungsgrad. Großes Potenzial sehen wir bei der Wahl des Kraftstoffes. Hier geht der Trend ganz klar weg vom Schweröl und hin zu umweltfreundlicheren Energieträgern wie zum Beispiel Erdgas.

Wie sieht es denn im Schiffsbereich mit Hybridmodellen – speziell mit Diesel-Elektro-Antrieben – aus?

Diese Diskussionen führen wir bereits sehr intensiv, auch mit den Kollegen von VW. Doch für ganz große Dieselmotoren besonders im Containerbereich sehe ich mittelfristig noch keine Anwendungsmodelle.

Dieselelektrische Antriebe, bei denen der Dieselmotor einen Generator speist, sind bei Kreuzfahrtschiffen nicht neu.

Kreuzfahrtschiffe sind schwimmende Hotels und transportieren bis zu 9000 Personen. Dort sind dann 100 MW an installierter Leistung an Bord, wobei der geringste Anteil für den reinen Schiffsantrieb benötigt wird.

Im Kreuzfahrtbereich geht der Trend aber eindeutig in Richtung Erdgas als Antriebsquelle – zumindest im küstennahen Bereich. So ein Koloss ist ja auch eine Attraktion, und wenn dort der Ruß aus dem Schornstein quillen würde – das wäre nicht so attraktiv. Kreuzfahrtschiffe sind immer auch ein Aushängeschild für die gesamte Schifffahrt.

Wie hart trifft Sie der starke Rückgang im Containerschiffneubau?

Momentan befinden wir uns in der Talsohle eines Schweinezyklus. Für uns ist das ein Lizenzgeschäft, insofern haben wir keine all zu hohen Fixkosten. Das ist eine schwierige Situation, aber sie macht mir keine Angst, denn solche Zyklen sind unvermeidliche konjunkturelle Phänomene, mit denen man umgehen muss.

Wie lange dauern diese Zyklen?

Entscheidender ist, wie man mit ihnen umgeht. Wir haben immer unsere Nischen gesucht. Und diese Nischen ziehen im Moment, zum Beispiel das Navy-Segment, aber auch die Kreuzfahrtschiffe. Kreuzfahrt boomt, Navy ist auf einem sehr stabilen Niveau. Kreuzfahrtreeder haben besondere Ansprüche an Sicherheit und Anlagenverfügbarkeit. Da gibt es Wartungsverträge, die über 15 oder 20 Jahre gehen – so sichern wir unser Geschäft.

Die führenden Schiffbaunationen sind hier Frankreich, Italien und Deutschland. Mitsubishi in Japan ist mit einem Schiff grandios gescheitert, weil ihnen die Kosten davongaloppierten. Was macht diesen Sektor so einzigartig, dass ihn nur wenige beherrschen?

Ein Kreuzfahrtschiff ist mehr als ein Schiff, es ist ein schwimmendes Hotel – und Hotel ist Logistik. Sie haben für ein Kreuzfahrtschiff über 800 Hauptlieferanten. Ein Containerschiff ist dagegen ein Eisenschwein – da werden Eisenplatten zusammengeschweißt, mittendrin sitzt ein großer Diesel und ein bisschen Steuerung – das war‘s. Ein Kreuzfahrer ist technologisch gesehen eine ganz andere Welt mit einem ganz eigenen Projektmanagement. Die Eigner eines solchen Schiffes verkaufen ja sogar schon im vorherein die Tickets für die ersten Fahrten – wenn dann ein Schiff nicht fertig ist, wird es übel.

Für die Weiterentwicklung von Standards im LNG-Bereich (LNG: Flüssigerdgas, Anm. d. Red.) hat sich MAN Diesel & Turbo mit anderen Branchengrößen und dem technischen Dienstleister DNV GL zusammengetan. Warum?

Das ganze Thema ist sehr entwicklungslastig, das betrifft auch die regulatorische Ebene. Wenn ich mit Kunden rede, die LNG-Schiffe betreiben, dann ist Sicherheit ein Riesenthema. Deshalb müssen Standards und Regularien her, daher die Zusammenarbeit in einem Konsortium mit DNV GL.

MAN Diesel & Turbo kann zum Thema Gas-Safety einiges an Know-How beisteuern, weil wir auch im Öl- und Gasgeschäft zuhause sind. Wie eine Gasplattform funktioniert und welches Sicherheitsdenken dort herrscht, das wissen wir.

LNG als Zukunftstreibstoff ist unter der Prämisse voranzutreiben, dass wir in Richtung Dekarbonisierung gehen wollen. Deshalb sollte LNG mehr von der Politik und den Regulierungsbehörden eingefordert werden.

VDI nachrichten: Welche Regulierungsbehörden?

Die IMO (IMO: International Maritime Organization, Anm. d. Red.), das ist die, die letztendlich operativ tätig wird.

Sie fordern also politisch mehr Engagement in Richtung LNG?

Politisches Engagement und klare Richtlinien, geltend für alle. Ich mache den Schiffseigner oder dem Reeder gar keinen Vorwurf, solange HFO (heavy fuel oil, Schweröl) so preiswert ist. Der freut sich, weil der Treibstoff günstig ist, aber wenn die Marge auf Kosten der Umwelt generiert wird, dann ist das nicht in Ordnung. Deswegen sollte eine Regulierungsbehörde klar sagen: So geht es nicht.

Die IMO ist in Sachen Klimaschutz ein schwerfälliger Tanker. Sehen Sie, dass er sich mal schneller bewegt?

Die Welt hat sich bei der letzten Weltklimakonferenz COP 21 in Paris zum Klimaschutz bekannt. Die G7 haben sich zur Dekarbonisierung bekannt. Die Leitplanken sind da.

Wenn man bis 2050 Klimaneutralität erreichen will, dann muss man etwas tun. Und man muss es heute tun. Im Fall LNG: Die Infrastruktur muss aufgebaut werden. Man braucht LNG-Terminals. Wenn klare regulatorische Rahmenbedingungen vorgegeben sind, dann wissen alle, woran sie arbeiten müssen. Das kann aus meiner Sicht nur über die Politik gesteuert werden.

Wir haben in Deutschland ein neues Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz. Es wurde erst in dieser Woche Brüssel von der EU-Kommission genehmigt. Wie beurteilen Sie die Situation?

Kraft-Wärme-Kopplung ist aus unserer Sicht eine wichtige Stütze der Energiewende. In der stationären Energieversorgung sieht es aber ähnlich aus wie im maritimen Bereich: Wir brauchen klare Vorgaben, nur dann können unsere Kunden auch eine Investitionsentscheidung treffen.

Das Gesetz hat ein paar Einschränkungen, die sich sicherlich auch auf Ihre Kunden auswirken. Wie sehen sie das?

Unsere Kunden brauchen vor allem Rechtssicherheit. Hier muss der Wirtschaftsminister handeln. Das KWK-Gesetz ist zwar inzwischen weitgehend notifiziert, die Änderungen aus Brüssel müssen aber noch durch den Bundestag. Wir haben einige Projekte, die sofort realisiert werden würden, wenn die Kunden nur wüssten, wo die Reise hingeht. Jeder wartet und scharrt mit den Hufen. Die Politik ist hier gefordert.

Die Regelungen selbst, die im neuen KWKG getroffen worden sind, machen Ihnen aber keine Bauchschmerzen?

Nein.

In Deutschland haben wir bei der Stromerzeugung eine Tradition der Großkraftwerke. Warum lassen sich im Kraftwerksgeschäft kleinere Anlagen – im Gegensatz zu anderen Ländern – nicht gut darstellen?

Das energiewirtschaftliche Denken und Planen muss sich in Deutschland noch dem Strukturwandel in der Energielandschaft anpassen. Letztlich ist das eine Frage des Mindset. In anderen Ländern, zum Beispiel in Indonesien oder anderen Ländern Asiens, wo man viele Inselbetriebe hat, ist dezentrale Erzeugung seit jeher gang und gäbe, da kann man mit einem Gigawattblock gar nichts anfangen.

Hierzulande stehen wir noch am Anfang einer Lernkurve: Der Trend hin zu dezentralen Kraftwerken wurde durch die Energieerzeugung über Erneuerbare ausgelöst. Als Back-Up braucht es effiziente, flexible kleinere Einheiten, die schnell zu- oder abgeschaltet werden können, um Stabilität ins Netz zu bringen. Ein Kolbenmotor ist da ideal.

Sehen sie daher im Rahmen der Energiewende ein bisschen mehr Marktmöglichkeit?

Absolut. Der Anteil der erneuerbaren Energien in Deutschland steigt von Jahr zu Jahr. Von 2010 bis 2013 haben sich aber auch die CO₂-Emissionen wiederum erhöht. Es geht also in die falsche Richtung. Der Ausbau der Erneuerbaren alleine reicht nicht, auf das richtige Back-Up kommt es an. Kleine, effiziente und flexible Gaskraftwerke sind eine Lösung.

Sie selbst haben gesagt, es ist eine Sache des Mindsets, ob man eher kleinere oder größere Kraftwerke baut. Dann müssten Sie doch etwas bei Ihren Kunden machen können.

Das tun wir auch. Ein gutes Beispiel ist EnBW. Die haben wir für den geplanten Neubau des Heizkraftwerks Stuttgart-Gaisburg von den Vorteilen eines Motorenkraftwerks überzeugen können. Technologiewechsel brauchen ihre Zeit. Wir sehen aber, dass die Anfragen innerhalb Deutschlands zunehmen. Das Interesse ist geweckt.

Steckt dieser Markt noch in den Kinderschuhen?

In Deutschland: Ja. Generell betrachtet ist der Kraftwerksmarkt für dezentrale Einheiten ein Weltmarkt für uns.Es gibt viele Anwendungen und Regionen, die unterelektrifiziert sind. Jede Insel ist solch ein Ort. Nehmen wir eine Ferieninsel wie Teneriffa. Will man in einem so touristischen Gebiet ein Kraftwerk bauen,sind dezentrale Gaskraftwerke eine gute Lösung. Die kann man auch schön verschalen, da sieht man von außen gar nicht, dass es ein Kraftwerk ist.

Beispiel Indonesien – das Land hat ein Riesenpotenzial, Malaysia ebenfalls. Indonesien hat über 4000 Inseln, und jede hat ein paar Häuser und die müssen versorgt werden. Das sind dann für die Region, für die Insel angepasste Kleinkraftwerke – standardisierte, modulare Systeme mit 10 MW- bis 20 MW-Blöcken. Diesen Trend haben wir vor ein paar Jahren gesehen und haben unsere Entwicklung dahin getrieben. Heute verfügen wir über das umfassendste und modernste Gasmotoren-Portfolio am Markt.

Wie wird sich das motorenbasierte Geschäft in den nächsten fünf Jahren entwickeln?

Wir haben im Kraftwerksgeschäft die Entwicklung Richtung Gasmotoren vollzogen. Ich glaube, der Markt hat die „Talsohle“ erreicht.

Im rein maritimen Geschäft sehen wir gutes Potenzial im Kreuzfahrt- und im Navybereich. Der Offshore-Markt ist derzeit dadurch gekennzeichnet, dass die meisten Offshore-Vessels in den Häfen liegen. Wenn der Ölpreis wieder steigt, wird jeder wieder investieren wollen. Der Markt wird also zurück kommen. Die derzeitige Flaute trifft uns aber weniger hart als viele Konkurrenten, da wir in diesem Segment nicht so stark engagiert sind.

Wie sehen Sie die Chancen im Subsea-Bereich?

Ich gehe davon aus, dass es noch ein bis zwei Jahre braucht, bis die Technologie bestätigt ist und dass man dann weitermacht. Es gibt aber bereits konkrete Gespräche über Folgeprojekte.

Was sind derzeit bei MAN Diesel & Turbo die Schwerpunkte im Bereich Forschung und Entwicklung?

Wir haben in den letzten drei Jahren unsere Motorenpalette für den maritimen Einsatz auf Dual Fuel oder Gas umgestellt. Der nächste Schritt wird sein, dass wir uns das Gesamtsystem ansehen. Kann man am Propeller, an der Geometrie etwas verändern, um so effizienter zu werden? Oder am gesamten Antriebsstrang: Im Gesamtstrang hat man viele Verlustgeneratoren, die wir minimieren wollen.

Ähnliches finden Sie auch auf der Turbomaschinenseite. Wir haben angefangen, eine eigene Gasturbinenflotte zu entwickeln. Das sind Antriebseinheiten, Turbinen für unsere Kompressoren, die aber auch nutzbar sind für kleinere dezentrale Kraftwerke.

Sie tragen der Digitalisierung mit dem Fokus auf die Systementwicklung mehr Rechnung?

So ist es. Digitalisierung ist ein Riesenthema bei uns. Jeder Motor und jede Komponente sind mit Sensoren ausgestattet und erzeugen Daten, die sich nutzen lassen. Sei das im Sinne einer „predictive maintenance“ oder zur Optimierung des Gesamtsystems.

Wie viele Motoren, die sie im Feld haben, sind von Ihnen remote einsehbar?

Wir haben rund 3500 Motoren im Feld, die „online ready“ sind.

Dann brauchen Sie jetzt sicherlich mehr Softwareingenieure.

Grundsätzlich: Nein. Wir brauchen sie nicht. Wir sind Teil der Volkswagen-Gruppe. Vieles von dem, was zum Beispiel der Kollege Joachim Drees auf dem Gebiet der Logistik in der Truck & Bus Sparte entwickelt, hat auch für die Containerschifffahrt Relevanz.

Das heißt, wir haben hier Synergiepotenziale, die wir gemeinsam nutzen können. Natürlich teilen wir uns auch die Kosten und die Experten, die man dazu braucht. Das ist wirklich ein Pfund, Teil einer solch großen Gruppe zu sein.

Was machen Sie im Bereich 3-D-Printing?

Im Bereich des Turbinenbaus ist die Entwicklung hier bereits weit fortgeschritten. Bei den Motoren steht sie noch am Anfang.

Wir prüfen derzeit, welche Bauteile, die bei einem Dieselmotor ersatzteilrelevant sind, wir mit einem 3-D-Drucker erzeugen können. Das ist ein Riesenthema, und wir haben da auch investiert.

Was machen sie konkret?

Alle Heißgasteile, Düsen zum Beispiel, wollen wir mittelfristig selbst im 3-D-Druck herstellen. Natürlich hören wir von Kundenseite auch die Forderung, das Datenmodell zu bekommen, um die Teile dann unter Lizenz selbst herstellen zu können. Hier gibt es Chancen, aber auch Risiken und die Entwicklung neuer, tragfähiger Geschäftsmodelle steht noch am Anfang.

MAN Diesel & Turbo produziert heute bereits in der Fertigung neuer Maschinen mit 3-D-Druck Teile, die verbaut werden?

Ja, aber noch nicht selbst, wir kaufen Sie ein. Wir sind in der Entwicklungsphase, aber nicht mehr weit vom Beginn der Serienfertigung entfernt.

Sie sagten bei Turbinenschaufeln würde das eingesetzt. Bei den großen Gasturbinen sind aber bisher die Temperaturen teilweise noch zu hoch, um diese Technologien einzusetzen, sagen andere Hersteller.

Das ist richtig, aber wir haben kleine Turbinen. Unsere MGT-Klasse ist viel kleiner, wir sprechen hier von einer Leistungsklasse ab 6 MW aufwärts.

Bei diesen kleineren Turbinen bekommt man das schon hin?

So ist es. Das kann aber unsere Konkurrenz auch. Das ist eine offene Entwicklung. Man hat derzeit viele Hersteller, die ein ähnliches Interesse haben. Wir forschen an der Schaufel, andere entwickeln an einem anderen Bauteil. Mit Kuka haben wir zum Beispiel regen Austausch. Jeder ist an dieser Technologie interessiert.

Verkaufen Sie auch Datensicherheit oder überlassen Sie das anderen?

Nein, das ist ein Paket. Es geht hier ja zum einen um die Daten, die wir mit unseren Maschinen generieren, zum anderen aber auch um Prozessdaten aus der Verfahrenstechnik, auf die wir Zugriff erhalten.

Wenn diese Daten in falsche Hände geraten könnten, wäre das fatal. Datensicherheit ist hier daher höchstes Gebot und der Software- so wichtig wie der Hardwarebereich.

Wie verändert sich das Unternehmen durch Digitalisierung und Systemansatz? Kaufen Sie in diesem Bereich zu?

Eine zentrale Frage ist, wo man das Know-how herbekommt. Experten auf dem Feld der Elektro- oder Softwaretechnik sind Mangelware. Hier braucht es ein globales Recruiting. Da hilft uns die Volkswagen-Gruppe mit 600 000 Mitarbeitern.

Wenn es um elektrische Antriebstechnik geht, sind Akquisitionen an der einen oder anderen Stelle durchaus vorstellbar.

Schon konkret geplant?

Es gibt eine Pipeline, mehr kann ich dazu nicht sagen. Das Unternehmen wird sich von einem Komponentenhersteller zum Systemintegrator entwickeln. Aber fokussiert auf den Maschinenraum.

Wir haben den Motor, wir haben mit Renk einen Getriebehersteller, wir bauen Propeller, wir entwickeln Fuel-Gas-Systeme, Turbolader und den SCR [SCR: selective catalytic reduction, Abgasreinigungstechnik zur Stickoxidentfernung, Anm. d. Red.], der ja auch mit dem Motorgeregelt wird – wir haben also schon relativ viele Hauptkomponenten.

Welche Bedeutung hat die Werkstoffentwicklung im Bereich FuE?

Werkstoffentwicklung hat immer noch eine gravierende Bedeutung. Ein Schiffsdiesel, den wir vor anderthalb Jahren ausgeliefert haben, war 17 m hoch, knapp 30 m lang. Ein Aggregat mit der gleichen Leistung jetzt einen Maschinentyp kleiner bauen zu können, das ist die Herausforderung – also eine höhere Leistungsdichte. Das muss nicht immer dazu führen, dass es preiswerter ist, weil diese Hochleistungswerkstoffe zum Teil sehr teuer sind.

Die Erfüllung von Umweltauflagen hat sehr viel mit Werkstofftechnik zu tun …

Unternehmen, die sich heute nicht mit dem Thema Umwelt oder Umweltschutz befassen, sind mittelfristig nicht mehr überlebensfähig. Wir sind der Gesellschaft gegenüber verpflichtet, umweltfreundliche Produkte anzubieten oder die Entwicklung zumindest stetig in diese Richtung voranzutreiben.