Windhöffigkeit am WEA-Standort

Von Barnd Duong · Stand 01.06.2026

Die Windhöffigkeit ist die Hauptdeterminante des Anlagenertrags. Die Energie im Wind wächst mit der dritten Potenz der Geschwindigkeit — 10 % mehr Wind bedeuten ca. 33 % mehr Energie. Daher ist die genaue Bestimmung der Windressource am Standort der wichtigste Planungs-Schritt.

Datenquellen — vom Groben zum Genauen

Höhenextrapolation nach Hellmann

Wenn die Messung in 100 m Höhe erfolgt, aber die Nabenhöhe 150 m ist, muss extrapoliert werden:

v(h₂)  =  v(h₁) · (h₂ / h₁)^α

α (Hellmann-Exponent) abhängig von Geländerauigkeit:

• Wasserfläche, glatte See: α ≈ 0,10
• Offenes Flachland (Stoppelfeld, Heide): α ≈ 0,16
• Strukturiertes Land (Felder, Hecken): α ≈ 0,20
• Dorfrand, Wald-Lichtungen: α ≈ 0,28
• Wald geschlossen, Stadtgebiet: α ≈ 0,40

Beispiel: 7,5 m/s in 100 m, Hellmann α=0,2 → 7,5 × (150/100)^0,2 = 8,15 m/s in 150 m.

Weibull-Verteilung

Die Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeit am Standort folgt typisch der Weibull-Verteilung mit zwei Parametern: A (Skalenparameter, ähnlich Mittelwert) und k (Formfaktor). k beschreibt die Variabilität:

• k = 1,8 — variabler Wind (Mittelgebirge, Wald)
• k = 2,0 — Standard-Onshore
• k = 2,2–2,5 — gleichmäßiger Wind (Küste, Offshore)

Eigene Windmessung — Mast oder LIDAR

Langzeit-Korrektur

Eine Messreihe von 12 Monaten reicht nicht für die 20-jährige Ertragsprognose. Die Messdaten werden gegen MERRA-2 oder ERA5-Langzeitdaten (40+ Jahre) hochgerechnet:

1. Korrelation zwischen Messdaten am Standort und Langzeitreihe am nächsten Knoten ermitteln
2. Bei guter Korrelation (r > 0,8): Langzeit-Mittel über die Regression auf den Standort übertragen
3. P50, P75, P90-Ertragsprognose für Bank ableiten

Windhöffigkeit — Datenquellen, Höhenextrapolation und Messtechnik-Vergleich

Turbulenzintensität als eigenständiger Standortparameter

Neben der mittleren Windgeschwindigkeit ist die Turbulenzintensität (TI) eine zweite, oft unterschätzte Kenngröße der Windressource: Sie beschreibt die Schwankungsbreite der Windgeschwindigkeit um den Mittelwert und wirkt sich direkt auf die mechanische Belastung von Rotorblättern, Triebstrang und Turm aus. Hohe Turbulenz — etwa in Waldrand-Nähe, hinter Geländekanten oder im Nachlauf benachbarter Anlagen — kann die Ermüdungslasten so weit erhöhen, dass Hersteller eine reduzierte Betriebsklasse oder Zusatzverstärkungen vorschreiben. Die IEC 61400-1 unterteilt Standorte in Turbulenzklassen (A, B, C), die bei der Anlagenauswahl neben der Windgeschwindigkeitsklasse (I–IV) berücksichtigt werden müssen. Eine erste Einschätzung liefert der Turbulenz-Indikator.

Komplexes Gelände — Zusatzanforderungen an die Messung

In Mittelgebirgslagen, an Kuppen oder in stark strukturiertem Gelände reicht eine einzelne Windmessung am geplanten Anlagenstandort oft nicht aus, weil die lokale Strömung durch Geländeform, Bewuchs und Hindernisse kleinräumig stark variiert. Für solche Standorte empfiehlt sich zusätzlich eine CFD-Modellierung (Computational Fluid Dynamics) oder zumindest eine mesoskalige WRF-Simulation, um die Übertragbarkeit der Messwerte auf die tatsächliche Rotorposition zu prüfen. Die Zertifizierungsnorm IEC 61400-12-1 unterscheidet deshalb explizit zwischen einfachem und komplexem Gelände und verlangt bei Komplexität zusätzliche Nachweisverfahren, bevor eine Ertragsprognose als bankfähig gilt.

Waldstandorte — Verdrängungshöhe und erhöhte Rauigkeit

Bei Anlagenstandorten im oder am Waldrand verschiebt sich das effektive Bodenniveau für die Windströmung nach oben — die sogenannte Verdrängungshöhe (displacement height) kann je nach Baumhöhe und Bestandsdichte mehrere Zehner Meter betragen. Windmessungen, die diesen Effekt nicht berücksichtigen, unterschätzen tendenziell die tatsächliche Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe. Gleichzeitig erhöht der Wald die Turbulenzintensität in den unteren 50–80 m über der Verdrängungshöhe deutlich, was für die Wahl ausreichend hoher Nabenhöhen bei Waldstandorten spricht (üblicherweise ab 160 m Nabenhöhe, um den Rotor über die waldbedingte Turbulenzschicht zu heben).

Von der Windmessung zur bankfähigen Ertragsprognose

Der Weg von der reinen Windgeschwindigkeitsmessung zur finanzierungsfähigen Ertragsprognose umfasst mehrere Zwischenschritte: Umrechnung der gemessenen Windgeschwindigkeit über die Leistungskurve des gewählten Anlagentyps in Bruttoertrag, Abzug der parkinternen Wake-Verluste, Berücksichtigung der technischen Verfügbarkeit sowie betriebsbedingter Abschaltungen (Schall, Schattenwurf, Fledermausschutz, Eiswarnsystem). Erst das Ergebnis dieser Verlustkette — nicht die reine Windmessung — ist die Zahl, die Banken und Investoren für die Finanzierungsentscheidung heranziehen. Ein unabhängiges technisches Gutachten (Due-Diligence-Gutachten) prüft diese gesamte Kette üblicherweise vor Finanzierungszusage noch einmal eigenständig nach.

Windhöffigkeit beim Repowering-Standort

Ein wesentlicher Vorteil des Repowerings gegenüber der Neuplanung: Die Windressource am Standort ist durch den langjährigen Betrieb der Bestandsanlage bereits belastbar bekannt. Aus den historischen Ertragsdaten der Altanlage lässt sich über die Leistungskurve rückwärts eine sehr genaue Standort-Windgeschwindigkeit ableiten — oft präziser als jede Neuvermessung, weil mehrere Betriebsjahre statt einer 12-Monats-Messkampagne zur Verfügung stehen. Zu beachten ist allerdings, dass die neue Anlagengeneration meist deutlich höhere Nabenhöhen erreicht als die Bestandsanlage; die vorhandenen Ertragsdaten müssen deshalb über die Hellmann-Extrapolation auf die neue Nabenhöhe hochgerechnet werden, bevor sie für die Ertragsprognose der Repowering-Anlage verwendet werden.

Häufige Fragen

Reicht der DWD-Windatlas für die Investitionsentscheidung?

Für die Schreibtisch-Vorprüfung ja. Für die Investitionsentscheidung NEIN — Banken und Investoren fordern eine eigene Messung oder mindestens eine zertifizierte Schreibtisch-Studie mit Langzeit-Hochrechnung.

Wie lange muss die Eigenmessung dauern?

Mindestens 12 Monate (Standard), bei Mittelgebirge oder komplexem Gelände 24 Monate. Kürzere Messungen sind möglich, aber die Unsicherheit der Langzeit-Hochrechnung steigt.

Was kostet eine zertifizierte Windstudie?

Schreibtisch-Studie ohne eigene Messung 8.000–20.000 €. Mit LIDAR-Messung über 12 Monate 80.000–150.000 €. Mit Windmast über 24 Monate 200.000–400.000 €.