Planung · Kennzahl · Ertragsindikator

Volllaststunden (VLh) bei Windenergieanlagen

Volllaststunden sind die zentrale Ertrags-Kennzahl: rechnerisch die Stunden pro Jahr, in denen die Anlage mit Nennleistung laufen müsste, um den realen Jahresertrag zu erreichen. Sie verdichten Windhöffigkeit, Anlagentyp und Verfügbarkeit zu einer Zahl.

Definition

VLh = Jahresertrag [MWh] / Nennleistung [MW]

Beispiel: Anlage mit 6 MW und 18.000 MWh Jahresertrag → 3.000 VLh/a. Das Jahr hat 8.760 h, also läuft die Anlage rechnerisch zu (3.000/8.760) = 34 % der Zeit auf Volllast. Der Kapazitätsfaktor ist also 34 %.

Typische VLh in Deutschland

Standorttyp	VLh/a	Bemerkung
Top-Küste (SH, MV-Küste)	3.500–4.200	Offshore-nahe Bedingungen
Norddeutschland Binnenland	2.800–3.500	Standardwerte für moderne 6-MW-Anlagen
Norddeutsche Mittelgebirge	2.500–3.000	NRW, Hessen Höhenkamm
Süddeutsches Binnenland	2.100–2.700	Schwachwind-Anlage Standard
Süddeutsche Mittelgebirge	2.000–2.500	BW, BY exponierte Standorte
Süddeutsche Flachland	1.700–2.100	kritische Wirtschaftlichkeit
Offshore Nord-/Ostsee	4.000–4.800	typisch deutlich höher als Onshore

Was beeinflusst die VLh?

Mittlere Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe: Hauptfaktor (~70 % der Variation)
Anlagen-Spezifische-Leistung (W/m²): niedrigere W/m² → mehr VLh, weniger absoluter Ertrag
Verfügbarkeit (technisch): 97 % Standard, 95 %–99 % möglich
Wake-Verluste im Park: 5–10 % Reduktion in dichten Konfigurationen
Schallreduzierter Nachtbetrieb: −1 bis −4 % p. a.
Fledermaus-/Schattenwurf-Abschaltung: −1 bis −3 % p. a.
Eisansatz-Stillstand: −1 bis −5 % p. a. (regionsabhängig)
Netzbedingte Abschaltung (negative Strompreise, Engpassmanagement): variabel, 0–3 %

VLh und Wirtschaftlichkeit

VLh	LCOE typisch	Wirtschaftlichkeit
4.000+	40–55 €/MWh	top-wirtschaftlich, PPA-fähig
3.000–4.000	55–70 €/MWh	EEG Standard
2.500–3.000	65–80 €/MWh	EEG-Ausschreibung wirtschaftlich
2.000–2.500	75–95 €/MWh	Schwachwind-Anlage, EEG-Süd-Bonus nötig
< 2.000	> 95 €/MWh	kritisch — nur Bürgerwind-Modell oder Eigenversorgung

Repowering-Sprung: Alte 1,5-MW-Anlagen erreichen typisch 1.800–2.200 VLh, moderne 6-MW-Schwachwind-Anlagen am gleichen Standort 2.800–3.200 VLh — Faktor 1,5×. Erklärt den großen Repowering-Ertragsmultiplikator über die reine Leistungssteigerung hinaus.

Volllaststunden (VLh) Windenergie nach Region in Deutschland: Top-Küste 3.500–4.200 VLh, Norddeutschland 2.800–3.500, Süddeutschland 1.700–2.700, Offshore 4.000–4.800. VLh→LCOE-Korrelation und Repowering-Sprung 1.800→3.200 VLh (Faktor 1,5×)

Volllaststunden nach Region — VLh-Wirtschaftlichkeit und Repowering-Sprung

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Häufige Fragen

Was sind P50, P75, P90?

Wahrscheinlichkeits-Quantile: P50 = die mittlere Ertragsprognose (50 % wahrscheinlich erreicht). P75 = mit 75 % Wahrscheinlichkeit erreicht (etwas niedriger). P90 = sehr konservativ (90 % Wahrscheinlichkeit), wird für Bankfinanzierung verwendet.

Werden VLh über die Anlagen-Lebensdauer konstant bleiben?

Nein — typisch leichte Performance-Degradation 0,3–0,8 % p. a. durch Verschleiß und Effizienz- Abbau. Über 20 Jahre kumuliert das auf 6–15 % Ertragsverlust. In modernen Ertragsmodellen berücksichtigt.

Wie wirken sich Wake-Verluste konkret aus?

Eine Anlage in der zweiten Reihe eines 5×5-Parks verliert typisch 5–15 % Ertrag durch Vorhanlagen-Wake. Layout-Optimierung kann das auf 3–8 % senken — siehe Turbulenz-Indikator.