Volllaststunden (VLh) bei Windenergieanlagen

Von Barnd Duong · Stand 01.06.2026

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

Was beeinflusst die VLh?

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

VLh und Wirtschaftlichkeit

Volllaststunden nach Region — VLh-Wirtschaftlichkeit und Repowering-Sprung

VLh als Vergleichsmaßstab zwischen Standorten und Technologien

Die Stärke der VLh-Kennzahl liegt darin, Anlagen unterschiedlicher Nennleistung und Bauart vergleichbar zu machen — ein 3-MW-Bestandsmodell mit 2.900 VLh und ein neues 6-MW-Modell mit 2.900 VLh am selben Standort liefern trotz doppelter Nennleistung dieselbe relative Auslastung. Für die Standortbewertung ist deshalb nicht die absolute Jahresenergie, sondern die VLh-Zahl der bessere erste Indikator, wenn unterschiedliche Anlagentypen miteinander verglichen werden sollen. Auch für die überschlägige Vergleichbarkeit mit anderen Erneuerbaren-Technologien ist die VLh hilfreich: Freiflächen-PV in Deutschland erreicht üblicherweise 900–1.100 VLh/a, Windenergie an guten Binnenland-Standorten das Zwei- bis Dreifache — ein Grund, warum Wind und PV sich im Erzeugungsmix zeitlich ergänzen.

Regionale Unterschiede innerhalb eines Bundeslands

Die in der Tabelle genannten Bandbreiten pro Standorttyp verdecken teils erhebliche Unterschiede innerhalb eines einzelnen Bundeslands. Küstennahe Lagen in Schleswig-Holstein oder Mecklenburg-Vorpommern erreichen deutlich höhere VLh als deren Binnenland-Regionen; innerhalb Baden-Württembergs oder Bayerns schwankt die VLh-Erwartung zwischen Schwarzwald-Kammlagen und Rhein-Neckar-Flachland um mehrere Hundert Stunden. Eine pauschale Bundesland-Kennzahl eignet sich deshalb nur für die grobe Erstindikation — die belastbare Aussage liefert erst die standortspezifische Windmessung in Nabenhöhe.

Verfügbarkeit als unterschätzter Stellhebel

Neben der reinen Windressource wirkt sich die technische Verfügbarkeit der Anlage direkt und linear auf die VLh aus: Eine Verfügbarkeitssteigerung von 95 % auf 98 % erhöht den Jahresertrag um rund 3 %, unabhängig vom Standort. In der Betriebsphase lohnt sich deshalb ein Blick auf den Wartungsvertrag mit dem Hersteller (Vollwartungsvertrag vs. Basisvertrag) und auf die vereinbarten Reaktionszeiten bei Störmeldungen. Bei älteren Bestandsanlagen im Vor-Repowering-Stadium sinkt die Verfügbarkeit häufig durch zunehmenden Ersatzteilmangel und höheres Ausfallrisiko der Steuerungselektronik — ein zusätzliches Argument neben der reinen Ertragssteigerung für den Repowering-Zeitpunkt.

VLh in der Ertragsprognose: Unsicherheitsbänder

Jede VLh-Prognose ist mit einer statistischen Unsicherheit behaftet, die aus Messdauer, Korrelationsgüte mit Langzeitdaten und Modellqualität resultiert. Übliche Angabe ist die Standardabweichung der Ertragsprognose (P50-Unsicherheit), aus der sich P75- und P90-Werte ableiten lassen. Bei einer Standardabweichung von 6 % liegt der P90-Wert rund 8 Prozentpunkte unter dem P50-Mittelwert; bei komplexem Gelände mit höherer Unsicherheit (Standardabweichung 10–12 %) kann der Abstand deutlich größer ausfallen. Für die Bankfinanzierung ist diese Bandbreite oft entscheidender als der P50-Wert selbst, weil sie den Kreditrahmen und den Schuldendienstdeckungsgrad (DSCR) bestimmt.

Saisonale und tageszeitliche Muster

Windenergie in Deutschland liefert nicht gleichmäßig übers Jahr verteilt: Herbst- und Wintermonate erbringen typisch 55–65 % des Jahresertrags, Sommermonate entsprechend weniger. Dieses saisonale Muster ergänzt sich gut mit Freiflächen-PV, deren Ertragsschwerpunkt genau umgekehrt in den Sommermonaten liegt — ein Argument für gemischte Erneuerbaren-Portfolios auf Investorenseite. Auch innerhalb des Tages zeigt sich häufig ein leichtes Nachmittags-/Abend- Maximum durch thermisch bedingte Windzunahme, das bei der Einspeiseprognose für den Day-Ahead- Handel berücksichtigt wird.

VLh in Ausschreibungsunterlagen und Wirtschaftlichkeitsrechnung

Bei der Vorbereitung einer Gebotsabgabe für die EEG- Ausschreibung ist die VLh-Prognose die zentrale Eingangsgröße für die Kalkulation des Gebotswerts. Wer die VLh systematisch zu optimistisch ansetzt, riskiert ein Gebot, das im späteren Betrieb nicht auskömmlich ist; ein zu konservativer Ansatz kann dagegen im wettbewerblichen Ausschreibungsverfahren zum Nichtzuschlag führen. In der Praxis wird deshalb meist mit dem P75- statt dem P50-Wert kalkuliert, um einen Sicherheitspuffer gegenüber der Prognoseunsicherheit einzubauen, ohne das Gebot unnötig zu verteuern.

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.