Windenergie

Eine Windkraftanlage wandelt die Bewegungsenergie der Luft über Rotor und Generator in Strom um. Unter den erneuerbaren Energien ohne Wasserkraft wächst nur die Solarenergie schneller. 2025 erzeugte Wind rund 2.700 TWh, etwa 8,5 % des weltweiten Stroms, nach rund 830 TWh ein Jahrzehnt zuvor. Laut Global Wind Energy Council überschritt die weltweit installierte Leistung 2023 die Marke von 1.000 GW, wobei China weit mehr als ein Drittel davon stellt. Der Großteil steht an Land. Offshore-Wind ist kleiner, wächst aber schnell, mit mehr Ertrag pro Anlage und ganz anderer Technik und Kostenstruktur.

So funktioniert eine Windkraftanlage

Eine moderne Großanlage ist ein dreiflügeliger Luvläufer mit horizontaler Achse. Der Wind strömt über die tragflächenförmigen Rotorblätter und erzeugt Auftrieb, der den Rotor mit vergleichsweise gemächlichen 5–15 Umdrehungen pro Minute dreht. Der Rotor treibt den Generator entweder über ein Getriebe an (das die Drehzahl für einen doppelt gespeisten Asynchrongenerator auf etwa 1.000–1.500 U/min erhöht) oder direkt, bei getriebelosen Anlagen mit großen Permanentmagnet-Generatoren. Leistungselektronik bringt die Leistung mit variabler Frequenz auf Netzfrequenz.

Drei Regelsysteme halten die Maschine in sicheren Grenzen. Die Windnachführung (Azimutsystem) dreht die Gondel in den Wind. Die Pitchregelung verdreht jedes Blatt um seine Längsachse, um die Leistung oberhalb der Nennwindgeschwindigkeit zu begrenzen und die Blätter bei Sturm in die Fahnenstellung zu bringen. Bei schwachem Wind hält die Drehmomentregelung des Generators den Rotor bei der besten Schnelllaufzahl.

Die Leistungsformel

Die Leistung des Windes steigt mit der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit. Deshalb zählt bei der Wirtschaftlichkeit von Windkraft nichts so sehr wie der Standort:

Doppelte Windgeschwindigkeit heißt achtfache Leistung. Ein Standort mit durchschnittlich 8 m/s liefert deshalb ungefähr doppelt so viel Energie wie einer mit 6,3 m/s. Verdoppelt sich der Rotordurchmesser, vervierfacht sich die Rotorfläche. Daher der stete Trend zu größeren Rotoren und höheren Türmen. Die Windgeschwindigkeit nimmt mit der Höhe zu (Windscherung), eine höhere Nabe erreicht also stärkeren und gleichmäßigeren Wind.

Die Betz-Grenze gibt es, weil ein Rotor die Luft nicht vollständig anhalten kann: Hinter ihm muss die Strömung noch schnell genug sein, um die Rotorebene zu verlassen. Theoretisch ist das Optimum erreicht, wenn der Rotor den Wind hinter sich auf ein Drittel der Anströmgeschwindigkeit abbremst. In der Praxis folgt die Anlage einer Leistungskurve: Sie beginnt bei einer Einschaltgeschwindigkeit von etwa 3 m/s Strom zu erzeugen, erreicht ihre Nennleistung bei rund 11–13 m/s und schaltet bei etwa 25 m/s ab (manche moderne Anlagen regeln bis 30 m/s schrittweise herunter, statt abrupt abzuschalten).

Bauarten und Varianten

Onshore-Wind

Neue Onshore-Anlagen, die Mitte der 2020er-Jahre aufgestellt werden, haben meist 4–7 MW, Rotordurchmesser von 140–175 m und Nabenhöhen von 100–160 m. Schwachwindanlagen mit sehr großem Rotor im Verhältnis zur Generatorleistung (niedrige spezifische Leistung in W pro m² Rotorfläche) machen Binnenstandorte in Deutschland, Indien und im Mittleren Westen der USA rentabel, die es vor zehn Jahren nicht waren. Betreiber älterer, kleinerer Anlagen an den besten Standorten setzen auf Repowering: Ersetzt man etwa zehn Anlagen mit 1 MW durch drei mit 5 MW, verdoppelt oder verdreifacht sich der Ertrag auf derselben Fläche oft.

Fest gegründete Offshore-Windkraft

Auf See weht der Wind stärker und weniger turbulent als an Land, und die Grenzen des Straßentransports für Blattlängen gelten nicht. Offshore-Anlagen sind deshalb größer. Kommerzielle Offshore-Maschinen haben 12–15 MW und Rotoren von 220–240 m (etwa die Siemens Gamesa SG 14-222 DD und die Vestas V236-15.0 MW); chinesische Hersteller haben Anlagen mit 16–20 MW installiert und Prototypen über 20 MW angekündigt. Die Fundamente hängen von Wassertiefe und Meeresboden ab: Monopiles (einzelne große Stahlrohre, die vorherrschende Bauart bis etwa 40 m Tiefe), Jacket-Fachwerke für tiefere oder härtere Böden und Schwerkraftfundamente aus Beton. Parkinterne Kabel sammeln den Strom in einem Offshore-Umspannwerk, von dem er an Land geht, bei küstenfernen Projekten zunehmend über HGÜ-Verbindungen.

Schwimmende Offshore-Windkraft

Ab 50–60 m Wassertiefe rechnen sich feste Fundamente nicht mehr. Bei schwimmender Offshore-Windkraft sitzt eine gewöhnliche Anlage auf einer Schwimmplattform, die von Ankerleinen gehalten wird: Spar-Bojen (tiefgehende, ballastierte Zylinder, eingesetzt 2017 bei Equinors Hywind Scotland mit 30 MW, dem ersten schwimmenden Windpark), Halbtaucher (eingesetzt bei WindFloat Atlantic mit 25 MW vor Portugal) und Tension-Leg-Plattformen. Equinors Hywind Tampen mit 88 MW, der Öl- und Gasplattformen in der norwegischen Nordsee versorgt, war bei seiner Fertigstellung 2023 der größte schwimmende Windpark. Laut Offshore Wind Outlook der IEA beträgt das technische Offshore-Windpotenzial ein Vielfaches des weltweiten Strombedarfs, ein großer Teil davon in tiefem Wasser vor Japan, der US-Westküste, Korea und im Mittelmeer.

Kleinwindanlagen

Anlagen unter etwa 100 kW versorgen Bauernhöfe, abgelegene Standorte und Microgrids. Wirtschaftlich lohnen sie sich viel weniger als Großanlagen. Die Naben sitzen niedrig, und das Kubikgesetz bestraft den schwächeren Wind in Bodennähe. Die meisten Mikroanlagen auf Gebäuden erzeugen sehr wenig Energie.

Wirkungsgrad und Kapazitätsfaktor

Der aerodynamische Spitzenwirkungsgrad sagt wenig über den Jahresertrag. Was zählt, ist der Kapazitätsfaktor: die tatsächliche Jahresenergie geteilt durch das, was die Anlage liefern würde, wenn sie alle 8.760 Stunden mit Nennleistung liefe.

Der Kapazitätsfaktor steigt mit mittlerer Windgeschwindigkeit, Nabenhöhe und sinkender spezifischer Leistung. Er sinkt durch Nachlaufeffekte in großen Parks (meist 5–15 % Energieverlust bei großen Offshore-Clustern), Abregelung durch den Netzbetreiber und Stillstände. Offshore ist die Verfügbarkeit geringer als an Land, weil das Wetter den Zugang für Reparaturen einschränkt. Die Erzeugung folgt dem Wetter, Windkraft zählt also zu den schwankenden erneuerbaren Energien. Wie viel sie dem Netz wert ist, hängt von räumlicher Verteilung, Netzverbund, Speichern und flexibler Nachfrage ab. Den Ertrag einer bestimmten Anlage bei einem bestimmten Windregime schätzt du mit dem Windkraftanlagen-Rechner, für einen ganzen Park mit Nachlaufverlusten mit dem Windpark-Rechner. Die Karte des Windpotenzials zeigt die mittleren Windgeschwindigkeiten weltweit.

Kosten

Zwischen 2010 und 2020 sanken die Kosten der Windkraft stark, dank größerer Rotoren, höherer Kapazitätsfaktoren und günstigerer Finanzierung. Laut IRENA (Renewable Power Generation Costs in 2023, erschienen 2024) fielen die gewichteten weltweiten Stromgestehungskosten neu in Betrieb genommener Onshore-Windparks 2023 auf rund 0,033 USD/kWh, bei durchschnittlichen Gesamtinvestitionskosten von etwa 1.160 USD/kW. Offshore-Wind lag im Schnitt bei rund 0,075 USD/kWh mit Investitionskosten um 2.800 USD/kW. Beide Werte schwanken stark zwischen China (am niedrigsten) und Europa sowie den USA.

Lazard (LCOE+ 2024) nennt ohne Förderung rund 27–73 USD/MWh für Onshore-Wind in den USA und 74–139 USD/MWh für Offshore. Die Annual Technology Baseline des NREL liefert US-Prognosen nach Windklassen und zeigt, dass sich die Stromgestehungskosten an Land zwischen den windreichsten und den windärmsten Standorten um mehr als den Faktor zwei unterscheiden. Zwischen 2021 und 2023 trieben dann Stahlpreise, Zinsen und Engpässe in der Lieferkette die Kosten nach oben. Am härtesten traf es Offshore: Mehrere Verträge an der US-Ostküste und in Großbritannien wurden gekündigt oder nachverhandelt, weil die festen Basispreise die Kosten nicht mehr deckten. Schwimmende Windkraft kostet noch etwa das Zwei- bis Dreifache fest gegründeter Anlagen. Die Branche erwartet deutliche Kostensenkungen, sobald Projekte den Gigawattmaßstab erreichen.

Die Kosten der Windkraft sind überwiegend Investitionskosten. Brennstoff fällt nicht an, die Betriebskosten machen an Land meist 20–30 % der Stromgestehungskosten aus, auf See mehr. Deshalb reagieren die Kosten stark auf den Kalkulationszins: Steigt die WACC von 5 % auf 8 %, erhöhen sich die Stromgestehungskosten um rund ein Viertel. Diese Abhängigkeiten kannst du im LCOE-Rechner testen.

Fläche, Wasser und Material

Ein Windpark erstreckt sich über eine große Fläche, belegt davon aber kaum etwas. Eine Flächenauswertung des NREL für US-Windprojekte ergab eine Gesamtprojektfläche von durchschnittlich rund 34 Hektar pro MW (mit großer Streuung), aber eine direkt beanspruchte Fläche für Fundamente, Wege und Umspannwerke von deutlich unter 1 Hektar pro MW. Der Rest bleibt Acker oder Weide. Auf See geht es vor allem um Schifffahrtsrouten, Fischgründe, militärisches Radar und Lebensräume am Meeresboden.

Im Betrieb brauchen Windkraftanlagen fast kein Wasser, ein echter Vorteil gegenüber Wärmekraftwerken in dürregefährdeten Regionen.

Pro Leistungseinheit braucht Windkraft mehr Material als fossile Kraftwerke. Eine Anlage besteht überwiegend aus Stahl (Turm und Gondel), Beton (Fundamente an Land), Kupfer (Generator und Kabel), Gusseisen und Verbundwerkstoffen. Offshore-Anlagen brauchen wegen Monopiles und Jackets pro MW deutlich mehr Stahl. Getriebelose und viele Offshore-Anlagen nutzen Permanentmagnet-Generatoren mit Neodym, Praseodym und Dysprosium, deren Abbau und Raffination überwiegend in China stattfinden. Getriebeanlagen mit Asynchron- oder fremderregten Generatoren kommen weitgehend ohne Seltene Erden aus.

CO2-Emissionen über den Lebenszyklus

Fast alle Lebenszyklusemissionen einer Windkraftanlage stammen aus der Herstellung von Stahl, Beton und Verbundwerkstoffen. Der IPCC AR5 WGIII Annex III (2014) nennt einen Median von rund 11 gCO2e/kWh für Onshore-Wind (Spanne etwa 7–56) und 12 gCO2e/kWh für Offshore (Spanne etwa 8–35). Die Ökobilanz der UNECE von 2021 kam auf ähnlich niedrige Werte von rund 8–23 gCO2e/kWh für Onshore- und Offshore-Varianten; schwimmende Anlagen liegen wegen ihrer schwereren Strukturen am oberen Ende. Zum Vergleich: GuD-Gaskraftwerke verursachen rund 400–500 gCO2e/kWh, Kohle 750–1.100. Die energetische Amortisationszeit einer modernen Anlage liegt meist unter einem Jahr bei 25–30 Jahren Lebensdauer.

Sicherheit und Umweltauswirkungen

Sicherheit für Menschen. Pro Einheit Strom gehört Windkraft zu den sichersten Energiequellen. Our World in Data, gestützt auf Markandya & Wilkinson (2007) und spätere Studien, beziffert die Todesrate auf einige Hundertstel Todesfälle pro TWh, überwiegend Arbeiter, die bei Bau und Wartung verunglücken. Blattbrüche und Eiswurf sind selten; Abstandsregeln und Eiserkennung beherrschen sie.

Vögel. Windkraftanlagen töten Vögel, aber weit weniger als andere menschliche Ursachen. Studien für die USA schätzen rund 140.000–500.000 tote Vögel pro Jahr an Windkraftanlagen, gegenüber geschätzt 365–988 Millionen durch Kollisionen mit Gebäuden und über einer Milliarde durch Katzen. Das Problem konzentriert sich auf bestimmte Standorte: Greifvögel am Altamont Pass in Kalifornien und auf Smøla in Norwegen, wo laut einer Studie ein schwarz gestrichenes Rotorblatt die Vogelverluste um rund 70 % senkte. Die wichtigsten Gegenmittel sind Standorte abseits von Zugkorridoren und Abschaltungen, wenn das Radar Vögel erfasst.

Fledermäuse. Fledermäuse sind stärker gefährdet als Vögel. Kollisionen und Druckunterschiede in Blattnähe töten sie, vor allem ziehende Baumfledermäuse in windstillen Spätsommernächten. Hebt man die Einschaltgeschwindigkeit in Risikozeiten um 1,5–3 m/s an, halbieren sich die Verluste meist oder sinken noch stärker, bei einem Ertragsverlust von etwa 1 % oder weniger.

Lärm und Landschaftsbild. Eine moderne Anlage erzeugt in 300–500 m Entfernung rund 35–45 dB(A), vergleichbar mit einem ruhigen Raum oder dem nächtlichen Hintergrundgeräusch auf dem Land. Die meisten Länder schreiben Mindestabstände oder Lärmgrenzwerte vor. Schattenwurf wird durch automatische Abschaltung bei kritischen Sonnenständen begrenzt. Was die meisten Proteste vor Ort und Verzögerungen bei Genehmigungen auslöst, ist die Veränderung des Landschaftsbilds.

Auswirkungen auf das Meer. Das Rammen von Offshore-Fundamenten erzeugt starken Unterwasserlärm, der Schweinswalen und Robben schaden kann; Blasenschleier und jahreszeitliche Beschränkungen mindern ihn. Fundamente wirken als künstliche Riffe, und Fischereiverbote können den Fischbeständen nützen, auch wenn manche Fischer Fanggebiete verlieren.

Lebensende und Blattrecycling. Stahl, Eisen und Kupfer werden zu hohen Anteilen recycelt. Schwieriger sind die Blätter: Eine viel zitierte Schätzung (Liu & Barlow, 2017) rechnet bis 2050 weltweit mit rund 43 Millionen Tonnen Blattabfall. Heute gehen sie in die Mitverbrennung im Zementwerk (wo die Glasfaser Rohstoffe ersetzt), werden mechanisch zermahlen oder in Brücken und Unterständen weiterverwendet. Siemens Gamesa brachte 2021 ein recycelbares Blatt mit einem Harz auf den Markt, das sich auflösen lässt, um die Fasern zurückzugewinnen, und Vestas und andere bringen chemisches Recycling für bestehende Epoxidblätter zur Marktreife. Deutschland, die Niederlande, Österreich und Finnland schränken die Deponierung von Rotorblättern ein.

Ausblick

Auf den Netto-Null-Pfaden der IEA muss die Windstromerzeugung bis 2050 um ein Mehrfaches wachsen, und Offshore-Wind wird in Europa, China und Ostasien zu einer tragenden Säule der Versorgung. Die Anlagen werden weiter größer, auch wenn westliche Hersteller das Rennen um immer größere Modelle gebremst haben, um Lieferketten und Margen zu stabilisieren. Die harten Probleme sind Genehmigungszeiten (in Europa oft 5–10 Jahre), Warteschlangen für Netzanschlüsse, Kapazitäten bei Häfen und Errichterschiffen und die Rückkehr zur Profitabilität nach dem Kostenschock von 2022–2023. Die Entwicklung geht in Richtung schwimmender Windkraft, hybrider Wind-Speicher-Kraftwerke, netzbildender Wechselrichter mit synthetischer Trägheit und grünem Wasserstoff aus Windstrom. Wie sich Wind bei Kosten, Emissionen und Flächenbedarf gegen andere Quellen schlägt, zeigen der Technologievergleich und der Überblick zur Solarenergie.