So funktioniert der Windkraft-Rechner
Die meisten Windrechner fragen nach einer „mittleren Windgeschwindigkeit“ und multiplizieren sie mit einem festen Faktor. Damit übergehen sie genau die zwei Dinge, die über den Ertrag einer Anlage entscheiden: wie sich der Wind übers Jahr verteilt und wie schnell er auf Nabenhöhe weht. Dieses Werkzeug berücksichtigt beides sauber.
Wählst du einen Standort, lädt es ein ganzes Jahr (8.760 Stunden) Windgeschwindigkeiten von NASA POWER in 10 m und 50 m über Grund herunter, dazu Lufttemperatur und Höhenlage. Für jede Stunde:
- rechnet es den Wind auf deine Nabenhöhe hoch, mit einem Höhenwindexponenten, der aus den NASA-Daten in 10 m und 50 m selbst bestimmt wird, getrennt nach Monat und Tageszeit (stabile Nächte haben eine viel stärkere Scherung als sonnige Nachmittage), oder mit einer Geländeklasse bzw. deinem eigenen α;
- berechnet es die Luftdichte aus Höhenlage und Temperatur; eine Anlage auf 1.000 m Höhe arbeitet mit rund 10 % dünnerer Luft als an der Küste;
- liest es die Leistungskurve der Anlage bei dieser dichtekorrigierten Geschwindigkeit ab (Normierung nach IEC 61400-12-1);
- summiert es das Jahr auf und zieht Nachlauf-, Verfügbarkeits-, elektrische und sonstige Verluste ab.
Im manuellen Modus entfällt der Download: Gib eine mittlere Geschwindigkeit aus dem Global Wind Atlas oder von deinem eigenen Mast an, dazu ihre Höhe und den Weibull-Formfaktor k. Der Rechner integriert die Leistungskurve dann über eine Weibull-Verteilung (siehe den Weibull-Rechner).
Die Formel
AEP_net = Σ_hours P(v_hub,t) × (1 − Nachlauf) × Verfügbarkeit × (1 − elektrisch) × (1 − sonstige) Kapazitätsfaktor = AEP_net / (P_rated × 8,760 h)
A ist die Rotorkreisfläche (π·D²/4) und Cp der Leistungsbeiwert, der die Betz-Grenze von 59,3 % nie überschreiten kann. Echte Rotoren erreichen in der Spitze 45–48 %, Kleinwindanlagen meist nur 25–35 %. Die hier verwendeten generischen Kurven skalieren den Spitzen-Cp deshalb mit der Anlagengröße.
Rechenbeispiel: eine 3,6-MW-Anlage in der Dobrudscha, Rumänien
Voreingestellt ist eine Schwachwindanlage mit 3,6 MW und 136-m-Rotor auf einem 120-m-Turm bei Cogealac, in Rumäniens windreichster Region. Mit den NASA-Wetterdaten von 2024 ergibt sich aus den Daten ein Höhenwindexponent von etwa 0,16 und damit eine mittlere Geschwindigkeit von rund 7,1 m/s auf Nabenhöhe bei einer Windleistungsdichte um 360 W/m².
Die Simulation ergibt brutto etwa 14.200 MWh. Nach 3 % Nichtverfügbarkeit, 2 % elektrischen und 3 % sonstigen Verlusten bleiben netto rund 13.000 MWh im Jahr, ein Kapazitätsfaktor von knapp 41 %. Das reicht für mehr als 3.500 durchschnittliche EU-Haushalte. Januar und Februar erzeugen jeweils mehr als doppelt so viel wie Juni oder August.
Bei 1.350 €/kW kostet die Anlage rund 4,9 Millionen €. Wird jede MWh für 75 € verkauft, kommen im ersten Jahr knapp 1 Million € herein. Mit Betriebskosten von 40 €/kW pro Jahr hat sich die Investition in weniger als sechs Jahren amortisiert, bei LCOE um 44 €/MWh. Beachte, dass es sich um eine einzelne Anlage ohne Nachlaufverluste handelt; ein Windpark am selben Ort würde weitere 5–10 % verlieren.
So liest du die Ergebnisse
- Jahresenergie (netto): die im ersten Jahr gelieferte Energie nach allen Verlusten.
- Kapazitätsfaktor und Volllaststunden eignen sich am besten, um Standorte und Anlagen unterschiedlicher Größe zu vergleichen. 3.000 Volllaststunden entsprechen einem Kapazitätsfaktor von 34 %.
- Mittlerer Wind auf Nabenhöhe und IEC-Klasse (I–IV) zeigen, welche Anlagenfamilie für den Standort ausgelegt ist; Schwachwindanlagen (Klasse III–IV) haben im Verhältnis zum Generator große Rotoren.
- Spezifische Leistung (W pro m² Rotorfläche) ist die zentrale Auslegungsgröße: 200–260 W/m² passen zu mäßigem Wind und bringen hohe Kapazitätsfaktoren, 350+ W/m² passen zu starkem Offshore-Wind.
- Das Histogramm zeigt die Stunden pro Jahr in jeder Klasse von 1 m/s zusammen mit der Leistungskurve. Die meiste Energie kommt aus den Klassen knapp unter der Nenngeschwindigkeit; die seltenen Sturmstunden tragen wenig bei.
Typische Werte
| Anlagenklasse | Rotor-Ø | Nabenhöhe | Mittlerer Wind auf Nabenhöhe | Typischer Kapazitätsfaktor |
|---|---|---|---|---|
| Mikro (1–3 kW) | 2–4 m | 10–18 m | 4–5 m/s | 8–18 % |
| Klein (5–20 kW) | 6–10 m | 18–36 m | 4,5–6 m/s | 12–25 % |
| Mittel (100 kW) | 20–27 m | 30–50 m | 5–6,5 m/s | 18–30 % |
| Onshore 2–3 MW | 90–120 m | 80–120 m | 6,5–8 m/s | 28–40 % |
| Onshore 4–7 MW | 140–175 m | 120–170 m | 6,5–8,5 m/s | 33–48 % |
| Offshore 8–15 MW | 165–240 m | 110–150 m | 9–10,5 m/s | 40–55 % |
Tipps für mehr Ertrag
- Höher hinaus. Über rauem Gelände bringen 10 m mehr Turmhöhe 3–5 % mehr Energie. Bei Kleinwindanlagen ist ein Mast, der den Rotor mindestens 10 m über alles im Umkreis von 150 m hebt, die wichtigste Einzelentscheidung.
- Den Rotor nach dem Wind wählen, nicht den Generator. An mittleren Standorten erzeugt eine 4-MW-Anlage mit 150-m-Rotor mehr als eine 5-MW-Anlage mit 130-m-Rotor.
- Turbulenz meiden. Dächer, Bäume und Gebäude erzeugen böige, verwirbelte Strömung, mit der Kleinwindanlagen schlecht zurechtkommen. Der echte Ertrag liegt oft 30–50 % unter dem Prospektwert.
- Anlagen im Windpark auseinanderstellen, quer zur Hauptwindrichtung mindestens 3–5 Rotordurchmesser, in Windrichtung 6–10, damit die Nachlaufverluste unter 10 % bleiben (siehe den Windpark-Rechner).
- Verschiedene Jahre prüfen. Die jährliche Windenergie schwankt von Jahr zu Jahr um ±10 %; das Wetterjahr stellst du in den erweiterten Optionen um.
Grenzen des Modells
Die Leistungskurven sind generisch und aus Rotorgröße und Nennleistung abgeleitet. Für moderne pitchgeregelte Anlagen liegen sie auf wenige Prozent genau, ersetzen aber keine zertifizierte Herstellerkurve. Die NASA-Reanalyse glättet lokale Geländeeffekte, und Stundenmittel verdecken die Turbulenz. Abregelung durch den Netzbetreiber, Vereisung, Abschaltungen für Schall- oder Fledermausschutz enthält das Modell nicht, es sei denn, du trägst sie unter sonstige Verluste ein. Die Wirtschaftlichkeit wird vor Steuern gerechnet, ohne Netzentgelte und Finanzierungskosten; Renditen auf Fremd- und Eigenkapital liefert der Windpark-Rechner.
Methode & Annahmen
Wind in Nabenhöhe. NASA POWER liefert stündliche Windgeschwindigkeiten in 10 m und 50 m Höhe. Im Modus automatisch bestimmen wir den Höhenexponenten α = ln(v₅₀/v₁₀)/ln 5 für jeden Monat und jede Tagesstunde (begrenzt auf 0,06–0,40, damit stabile Nächte und durchmischte Nachmittage unterschiedlich behandelt werden) und rechnen jede Stunde mit dem Potenzgesetz v_Nabe = v₅₀ (h/50)^α hoch. Alternativ gilt eine Geländerauigkeitsklasse oder dein eigenes α.
Die Luftdichte wird stündlich aus Standorthöhe + Nabenhöhe (barometrische Höhenformel) und der auf Nabenhöhe umgerechneten Lufttemperatur bestimmt; die Windgeschwindigkeit wird wie in IEC 61400-12-1 dichtenormiert (v·(ρ/1,225)^⅓), bevor sie in die Leistungskurve geht.
Leistungskurve. Eine generische Kurve P = ½ρACp(v)v³, sanft auf die Nennleistung begrenzt, mit einem Spitzen-Cp, das von der Anlagengröße abhängt (≈0,28 bei Kleinstanlagen bis 0,46 bei großen Rotoren). Im manuellen Modus stammen die Stunden je Geschwindigkeit aus einer Weibull-Verteilung mit deiner mittleren Geschwindigkeit und deinem Formfaktor k.
Nettoertrag = brutto × (1 − Nachlauf) × Verfügbarkeit × (1 − elektrisch) × (1 − sonstige). Kapazitätsfaktor = Nettoertrag ÷ (Nennleistung × 8.760 h). Geld: Hochrechnung über die Projektlaufzeit mit Degradation, Preissteigerung und um 2 %/Jahr steigenden Betriebskosten; LCOE = abgezinste Kosten ÷ abgezinste Energie.
Häufige Fragen
Wie viel Strom erzeugt eine Windkraftanlage im Jahr?
Welcher Kapazitätsfaktor ist für eine Windkraftanlage gut?
Welche Windgeschwindigkeit braucht man, damit sich eine Windkraftanlage lohnt?
Was kostet eine Windkraftanlage?
Warum ist die Nabenhöhe so wichtig?
Sind die Winddaten der NASA genau genug?
Quellen & Literatur
- NASA POWER — Prediction Of Worldwide Energy Resources (stündliche MERRA-2-Winddaten in 10 m und 50 m)
- IEC 61400-12-1: Wind energy generation systems — Power performance measurements of electricity producing wind turbines
- IRENA — Renewable Power Generation Costs in 2023
- NREL Annual Technology Baseline (Onshore- und Offshore-Wind)
- Burton, T., Jenkins, N., Sharpe, D., Bossanyi, E. — Wind Energy Handbook, 2nd ed., Wiley
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