Einführung
Die Windenergie nimmt im Rahmen der Energiewende eine zentrale Rolle ein. Um den gesteckten Zielen für den Ausbau der Windenergie gerecht zu werden, braucht es nicht nur zusätzliche Flächen, sondern auch innovative Konzepte, wie bestehende Flächen effizient genutzt werden können (1). Ein naheliegender Ansatz hierfür ist es, die Leistung der verwendeten Windenergieanlagen (WEA) zu erhöhen. Die Leistung, die eine WEA maximal liefern kann, ist primär abhängig von der Leistung des Windes, der die Rotorebene durchströmt (2):
Nach dieser theoretisch hergeleiteten Formel hängt die Windleistung vornehmlich von der nutzbaren Windgeschwindigkeit ab, die im Vergleich zur Rotorfläche mit der dritten Potenz in die Gleichung eingeht.
Höhenwindenergie allgemein
Um die richtige Nabenhöhe für ein geplantes Windenergieprojekt zu bestimmen, müssen die Windverhältnisse zuvor analysiert werden. Die Vermessung erfolgt mithilfe verschiedener Methoden. Beispielsweise können Windgeschwindigkeiten in verschiedenen Höhen schnell und unkompliziert mittels Light Detection and Ranging (LiDAR) oder Sonic Detection and Ranging (SoDAR) gemessen werden. Für eine genauere Analyse wird jedoch eine Langzeitmessung mittels eines, mit Anemometern ausgestatteten, Windmessmasts zu empfohlen (3). Eine theoretische Veranschaulichung der durchschnittlichen Windgeschwindigkeit kann anhand der logarithmischen Höhenformel konsultiert werden (4):
Dabei erfolgt die Interpolation der gewünschten Höhe aus den Werten einer Referenzgeschwindigkeit (vref) in einer Referenzhöhe (zref). Für die Berechnung wird zusätzlich die Rauhigkeitslänge (Oberflächenrauhigkeit, z0) der Umgebung benötigt (Abbildung 1). Die Oberflächenrauigkeit beschreibt die Veränderung der Windgeschwindigkeit in Abhängigkeit von der Haftreibung in Bodennähe (5).
Die Haftreibung wird u. a. von der Oberflächentextur des Geländes sowie der Höhe der Vegetation und der Art der Besiedelung beeinflusst. Sie reduziert die Windgeschwindigkeit und führt zur Ausbildung von Turbulenzen. An küstennahen oder Offshore-Standorten ist die Oberflächenrauhigkeit des umliegenden Geländes niedriger, während im Binnenland vornehmlich mit steigender Höhe der Einfluss der Oberflächenrauhigkeit sinkt (6).
Die Formel liefert jedoch nur für die Prandtl-Schicht, die sich, je nach Tageszeit und Wetterbedingungen, bis zu 150 m Höhe erstreckt, eine gute Annäherung. In der darüberliegenden Ekman-Schicht sinkt der Einfluss der Rauhigkeitslänge sowie der vertikale Wärme- und Impulsaustausch zwischen den Luftschichten, weshalb Turbulenzen stark abnehmen (6). Deshalb steigt die Windgeschwindigkeit im unteren Bereich der Ekman-Schicht stärker an, als das logarithmische Höhenprofil erwarten ließe. Zwischen 600 – 1.000 m über dem Gelände beginnt die atmosphärische Grenzschicht. Windrichtung und -geschwindigkeit werden hier durch Druckunterschiede und Coriolis-Kräfte aus der Erdrotation bestimmt.
Abbildung 1: Verlauf der Windgeschwindigkeit in Abhängigkeit der Höhe, eigene qualitative Darstellung nach (6)
Die Steigerung der Nabenhöhe ist seit Beginn der Nutzung der Windenergie von großer Relevanz. Moderne WEA erreichen mittlerweile Nabenhöhen von bis zu 200 m (7). Zwischen 100 – 150 m Höhe wird in der Industrie mit 0,5 – 1,0 % Mehrertrag pro zusätzlichem Meter Gesamthöhe gerechnet (6).
In Schipkau in der Lausitz entsteht gerade eine WEA, deren Ziel es ist, Offshore-ähnliche Windverhältnisse im Binnenland zu nutzen. Dafür wird ein 300 m hoher Stahlgerüstturm errichtet, auf den eine Turbine des deutschen Herstellers VENSYS montiert werden soll. Im Betrieb hat die WEA eine geplante Gesamthöhe von 365 m (8).
Entwicklung von Turmvarianten für WEA
Zu Beginn der Nutzung von Windenergie zur elektrischen Energiewandlung waren ins-besondere bei dänischen Forschungsprojekten Stahlfachwerk- sowie Betontürme in steifer Auslegung, die erste Biegeeigenfrequenz des Turms ist größer als die Anzahl Rotorblätter multipliziert mit der Nenndrehzahl, weit verbreitet (6). Aufgrund mangelnder Erfahrungswerte bestand die Befürchtung, dass ein Durchlaufen der ersten Turmbiegeeigenfrequenz beim Starten der Anlage zur Resonanz der WEA führen und dadurch die Lebensdauer senken könnte. Stahlfachwerktürme (Abbildung 2) ermöglichen aufgrund der Materialersparnis von bis zu 40 % gegenüber einem identischen Stahlrohrturm eine Senkung der Investitionskosten, was sie für eine steife Turmauslegung mit höheren Materialkosten besonders attraktiv macht.
Abbildung 2: Beispielbild einer WEA mit Stahlgerüstturm. Foto: Uwe Jelting
Mit zunehmender Forschung ergaben die Ergebnisse, dass eine weiche Auslegung des Turms, die erste Biegeeigenfrequenz des Turms ist kleiner als die Anzahl der Rotorblätter multipliziert mit der Nenndrehzahl, die Lebensdauer der WEA nicht senkt, weshalb die Nutzung einer steifen Auslegung mit vermeidbaren Kosten verbunden ist (6). Die Verwendung einer weichen Auslegung ermöglicht mehr Variationen in der Turmausführung und rückt die Vorteile anderer Turmbauweisen in den Vordergrund.
Aufgrund des schnellen Aufbaus, der hohen Automatisierbarkeit in der Fertigung wurden Fachwerktürme zunehmend durch Stahlrohrtürme und später durch Hybridtürme (Beton-Stahl-Turm) verdrängt (6). Ein weiterer Nachteil von Stahlfachwerktürmen sind die Wartungskosten. Aufgrund der hohen dynamischen Lasten werden die Stahlverbindungen nicht geschweißt, sondern geschraubt. Im Betrieb fallen hohe Personalkosten aufgrund der manuellen Kontrolle und Nachbesserung aller Schraubverbindungen an (6).
Für alle Bauweisen werden möglichst große Fertigteile in Form von Rohrabschnitten, Betonfertigteilen oder Gittermastschüssen im Werk gefertigt. Dabei ist zu beachten, dass der Bauteildurchmesser die durchschnittlichen Höhen der Unterführungen in Deutschland, 4,5 – 4,7 m, nicht überschreitet. Bei der Verwendung reiner Stahlrohrtürme führt die konische Bauweise zu einer Erhöhung des Durchmessers mit zunehmender Bodennähe, um die Steifigkeit bei gleichbleibender Wandstärke zu sichern und den Materialbedarf zu reduzieren. Mit zunehmenden Nabenhöhen überschreiten die Durchmesser der untersten Stahlsegmente die durchschnittlichen Höhen der Brücken in Deutschland. Dies würde zu Komplikationen beim Transport und einer Steigung von Kosten führen. Daher hat sich aktuell eine hybride Bauweise, ein Betonturm aus Betonsegmenten als Basis mit einem anschließenden Stahlrohrturm, ab einer Nabenhöhe von 100 – 120 m etabliert (6).
Erste Versuche für eine Segmentbauweise von Stahltürmen findet jedoch bereits bei Enercon Anwendung. Für die neusten WEA-Serien verwendet der WEA-Hersteller teilweise einen Stahl-Stahl Hybridturm (Hybrid Steel Tower, bspw. HST 162 m für die E-175 EP5 E1/E2). Dabei werden gekantete Schalenbleche miteinander verschraubt, um den Turmdurchmesser zu erhöhen und somit die Materialkosten zu mindern (9). Die Vorteile liegen hierbei vor allem im günstigen Transport der Bleche, was einen größeren Absatzmarkt verfügbar macht. Die Dauerhaftigkeit der neuartigen Bauweise bleibt abzuwarten. Mit steigender Nabenhöhe ist die Erfüllung von Steifigkeitsanforderungen mit einem größeren Materialaufwand verbunden. Daher können Bauweisen wie Stahlfachwerktürme, die eine gute Skalierbarkeit und geringe Materialkosten aufweisen in großen Höhen wieder an Bedeutung gewinnen. Ein Pilotprojekt, dessen Ziel es ist, mit Hilfe eines Stahlgitterturms die weltweit höchste WEA zu errichten, wird derzeit in der Lausitz gebaut.
Höhenwindturm im Energiepark Klettwitz
Im Jahr 2023 wurde im Windpark (WP) Klettwitz mit 300 m der weltweit höchste Windmessmast in Betrieb genommen. Aus den Windmessungen können die möglichen Erträge auf Nabenhöhe abgeschätzt werden. Mit dem Windmessmast wurden in den Messhöhen von 150 – 300 m die Windgeschwindigkeit, der Luftdruck, die Luftdichte sowie die Fledermausaktivität vermessen. Die Messergebnisse ergaben einen deutlichen Vorteil der potenziellen Erträge gegenüber den notwendigen Investitionskosten. Während in einer Höhe von 150 m die durchschnittliche Windgeschwindigkeit ca. 6 m/s beträgt, liegt die durchschnittliche Windgeschwindigkeit in einer Höhe von 300 m bei ca. 9 m/s. Das entspricht bei einem Rotordurchmesser von 120 m und der identischen Maschine einer theoretischen Ertragssteigerung von etwa 80 % (10).
Im September 2024 wurde mit dem Bau der ersten von zwei geplanten Testanlagen begonnen, die mit Hilfe eines ausfahrbaren Teleskopturms eine Nabenhöhe von 300 m erreichen soll. Als Grundgerüst dienen zwei ineinander gesetzte Stahlfachwerktürme mit einer jeweiligen Gesamthöhe von 160 m. Die Türme werden durch einen Adapter miteinander verbunden. Im Anschluss wird eine Vensys 126 – 3,8 MW Turbine mit einem Rotordurchmesser von 126 m aufgesetzt. Für den Betrieb wird der innere Turm auf die Maximallänge ausgefahren, um eine Gesamthöhe von bis zu 365 m zu erreichen. Nach dem aktuellen Planungsstand soll die WEA im Juli 2026 in Betrieb genommen werden (8).
Mit den höheren Windgeschwindigkeiten steigt auch die mechanische Beanspruchung. Dem gegenüber stehen verminderte Turbulenzen, was die Lasten auf die gesamte WEA und die, durch Turbulenzen besonders beanspruchten, Blattlager mindert (6). Durch die Verwendung neuartiger Schraubenspannungsmessgeräte mit Ultraschall, könnten die Personal- und dadurch die Wartungskosten des Turms, trotz der großen Anzahl der verwendeten Schrauben, reduziert werden (11). Alternativ ist auch eine Stichprobenartige Kontrolle von Schraubverbindungen bereits ein etablierter Industriestandard (12). Der Wartungsaufwand eines Stahlgitterturms wird jedoch immer den eines vergleichbaren Stahlrohr- oder Hybridturms übersteigen. Um die Steifigkeitsanforderungen einer WEA mit 300 m Nabenhöhe zu erfüllen, ist die Verwendung eines Stahlfachwerkturms aktuell die einfachste Lösung.
Der Hersteller GICON, der im Auftrag der Beventum GmbH, einer Tochtergesellschaft der Bundesagentur für Sprung-Innovationen (SPRIND), tätig ist, prognostiziert für die WEA einen jährlichen Ertrag von 20 GW. Das entspricht über 4.500 Volllaststunden, die normalerweise nur an küstenfernen Offshore-Standorten erreicht werden (13).
Die WEA wird zwischen den beiden WP Klettwitz Nord und Klettwitz Süd errichtet. Die große Nabenhöhe sowie der Einsatz eines Stahlfachwerkturms reduzieren die Verschattungseffekte der umliegenden WEA maßgeblich (14). Langfristig plant das Unternehmen, Energieparks mit drei Ebenen zu bauen. Dabei sollen Photovoltaikanlagen (PV-Anlagen) mit WEA unterschiedlicher Nabenhöhen kombiniert werden (15).
Kritik an den Prognosen des Herstellers kommt von Seiten der Fachagentur Wind und Solar. Moderne Anlagen erreichen bereits heute Gesamthöhen von 250 m und mehr. Und durch Repowering, also den Austausch alter Anlagen durch neue größere, verschwinden im deutschen Binnenland WEA mit Nabenhöhen von unter 120 m zunehmend aus den WP. Daher geht die Fachagentur davon aus, dass es wieder zu einer Konkurrenz um Flächen kommen könnte und das angestrebte Konzept mit drei Ebenen keine dauerhafte Lösung ist. Auch gibt es die Vermutung, dass es zunehmend zu Nutzungskonflikten mit der Luftfahrt kommen könnte. Insbesondere Militär- und Privatflugzeuge werden von den zunehmenden Gesamthöhen der WEA beeinflusst (16).
Die GICON-Gruppe hingegen gibt sich optimistisch und meint, der gleichmäßigere Ertrag in größeren Höhen rechtfertigt die höheren Investitionskosten auch für Anlagen mit geringerer Nennleistung und kleinerem Rotordurchmesser. Gerade mit einem steigenden Anteil von Erneuerbaren Energien am deutschen Strommarkt ist eine möglichst zuverlässige Einspeisung von größerer Relevanz. So plant GICON bis zu 1.000 vergleichbare Türme bis zum Jahr 2030 zu bauen. Derzeit wird ein weiterer potenzieller Standort in Nordrhein-Westfalen zwecks seiner Eignung vermessen (17).
Die Gemeinde Schipkau ist offen gegenüber EE im Allgemeinen sowie dem neuen Pilotprojekt im Speziellen. In Schipkau befinden sich mehrere WP mit einer gesamten Nennleistung von ca. 142 MW (18), sowie PV-Parks mit 300 MWp (19). Die Gemeinde Schipkau bezieht etwa 50 % ihrer Gewerbesteuereinnahmen aus Erneuerbarer Energie. Außerdem verfügt sie über ein Bürgerstrommodell mit einer Ertragsbeteiligung der knapp 7.000 Einwohner und sorgt dadurch für eine gesteigerte Akzeptanz der Bürger. Auch das neue Projekt soll im Bürgerstrommodell eingebunden werden (15).
Fazit
Das Höhenwindkraft Projekt bringt Innovationen, wie den ausfahrbaren Stahlfachwerkturm mit sich und erreicht Höhen, die mithilfe eines Hybridturms derzeit wirtschaftlich nicht realisierbar wären. Die vorliegenden Messdaten deuten auf einen Erfolg des Projekts hin. Außerdem zeigt die Verwaltung der Gemeinde Schipkau, dass es möglich ist, eine größere Akzeptanz für Windenergie in der Nähe des eigenen Wohnorts zu schaffen. Für eine bessere Einschätzung der Umsetzung des Projekts und den Ausblick für die Zukunft ist es jedoch notwendig, die Fertigstellung, den Betrieb und die Dauerhaftigkeit der WEA zu beobachten. Insbesondere in der Wartung des Fachwerkturms und mit der Umsetzung von Energieparks mit mehreren Etagen werden noch einige Herausforderungen auf die GICON-Gruppe zukommen. Falls sich das Projekt bewährt, könnte dies auch eine vermehrte Verwendung von Stahlgerüsttürmen in der Planung anderer Parks nach sich ziehen. Der angestrebte Bau von 1000 vergleichbaren WEA bis 2030 durch die GICON-Gruppe erscheint nach aktuellem Stand unrealistisch. Sollte das Pilotprojekt erfolgreich sein, wird der derzeit im Bau befindliche Stahlfachwerkturm zur Erschließung größerer Nabenhöhen wahrscheinlich nicht der letzte seiner Art sein. In naher Zukunft werden Beton-Stahl-Hybridtürme jedoch den Großteil an neu erbauten WEA ausmachen.
Autoren: Ole Schreckenbach und André Kobe
QUELLEN:
(1) MDR (2025). Höchstes Windrad der Welt: Fast so hoch wie der Fernsehturm: verfügbar unter: https://www.mdr.de/wissen/umwelt-klima/windenergie-hoehenwindturm-hoechstes-windrad-der-welt-entsteht-in-der-lausitz-100.html (abgerufen am: 30.01.2026)
(2) Iwer (2018). Windleistung und Windenergie von Windrädern bzw. Windturbinen berechnen: verfügbar unter: https://iwer.info/article/Sonstiges/Windleistung-Windenergie-berechnen/index.html (abgerufen am: 30.01.2026)
(3) Ertemes (2023). Windgeschwindigkeitsmessung verfügbar unter: https://www.ertemes.com/post/windgeschwindigkeitsmessung (abgerufen am: 30.01.2026)
(4) RWTH Aachen (2017). Henze & Schröder – Windenergie: verfügbar unter: https://www3.aia.rwth-aachen.de/vluebfiles/vlueb/lecture_materials/20/link/Windenergie_Standort.pdf (abgerufen am: 30.01.2026)
(5) Deutscher Wetterdienst (2019). Bestimmung effektiver Rauigkeitslängen an Windmessstationen aus topographischen Karten (TK-Verfahren) Verfügbar unter: https://www.dwd.de/DE/leistungen/gutachtenqpr/z0_aus_topo_karten.pdf?__blob=publicationFile&v=3 (abgerufen am: 30.01.2026)
(6) Erich Hau (2016). Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit 6. Auflage Springer
(7) Erneuerbare Energien (2024). Nordex nimmt 200 Meter Nabenhöhe ins Portfolio: verfügbar unter: https://www.erneuerbareenergien.de/technologie/onshore-wind/nordex-nimmt-200-meter-nabenhoehe-ins-portfolio (abgerufen am: 30.01.2026)
(8) Taz (2025). 365 Meter Zukunft: verfügbar unter: https://taz.de/Hoechstes-Windrad-der-Welt-in-Brandenburg/!6119256/ (abgerufen am: 30.01.2026)
(9) ENERCON (2025). ENERCON erweitert EP5-Turmportfolio mit neuen HST-Türmen: verfügbar unter: https://www.enercon.de/de/news/enercon-erweitert-ep5-turmportfolio-mit-neuen-hst-tuermen (abgerufen am: 30.01.2026)
(10) Erneuerbare Energien (2025). Windernte in 300 Metern Nabenhöhe: verfügbar unter: https://www.erneuerbareenergien.de/technologie/onshore-wind/windernte-300-metern-nabenhoehe (abgerufen am: 30.01.2026)
(11) Statista (2025). Anzahl der Wind-Volllaststunden nach typischen Standorten für Windenergieanlagen in Deutschland im Jahr 2024: verfügbar unter: https://de.statista.com/statistik/daten/studie/224720/umfrage/wind-volllaststunden-nach-standorten-fuer-wea/ (abgerufen am: 30.01.2026)
(12) EEHD (2024). In der Lausitz wächst das höchste Windrad der Welt: verfügbar unter: https://eehd.gmbh/in-der-lausitz-waechst-das-hoechste-windrad-der-welt-doppelt-so-hoch-wie-ueblich/ (abgerufen am: 30.01.2026)
(13) Windindustrie in Deutschland (2021). R&D entwickelt Methode zur Wartung von Bolzen in WEA: verfügbar unter: https://www.windindustrie-in-deutschland.de/unternehmensmeldung/r-d-entwickelt-methode-zur-wartung-von-bolzen-in-wea (abgerufen am: 30.01.2026)
(14) Deutsche Bundesstiftung Umwelt (2017). Untersuchung des turbulenten Nachlaufs einer Modellwindenergieanlage mittels Stochastischer Methoden: verfügbar unter: https://www.dbu.de/app/uploads/Neunaber_TurbulenzWindendergie.pdf (abgerufen am: 30.01.2026)
(15) Notebookcheck (2025). Gicon Höhenwindrad: Technologischer Durchbruch in der Windenergie mit 365 Metern Höhe: verfügbar unter: https://www.notebookcheck.com/Gicon-Hoehenwindrad-Technologischer-Durchbruch-in-der-Windenergie-mit-365-Metern-Hoehe.1125055.0.html (abgerufen am: 30.01.2026)
(16) MDR (2025). Größtes Windrad der Welt: Grundsteinlegung in der Lausitz für 400-Meter-Giganten: verfügbar unter: https://www.mdr.de/wissen/naturwissenschaften-technik/windkraft-firma-aus-dresden-baut-hoechstes-windrad-der-welt-100.html (abgerufen am: 30.01.2026)
(17) The Welding Institute (2025). In service inspection of wind turbine bolts: verfügbar unter: https://www.twi-global.com/what-we-do/research-and-technology/research-programmes/core-research-programme/executive-summaries/35601-in-service-inspection-of-wind-turbine-bolts (abgerufen am: 30.01.2026)
(18) Erneuerbare Energien (2015). Windpark Klettwitz an Briten verkauft: verfügbar unter: https://www.erneuerbareenergien.de/energiemarkt/energiemaerkte-weltweit/repowering-abgeschlossen-windpark-klettwitz-briten-verkauft (abgerufen am: 30.01.2026)
(19) GP Joule (2025). Regionale Wertschöpfung mit Sonne und Wasserkraft: verfügbar unter: https://www.gp-joule.com/de/referenzen/solar/klettwitz-energiepark-lausitz/ (abgerufen am: 30.01.2026)
ABBILDUNGSVERZEICHNIS:
(1) Verlauf der Windgeschwindigkeit in Abhängigkeit der Höhe, eigene qualitative Darstellung nach: Erich Hau (2016). Windkraftanlagen – Grundlagen Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit 6. Auflage Springer
(2) Beispielbild einer WEA mit Stahlgerüstturm. Foto: Uwe Jelting verfügbar unter: https://pixabay.com/de/photos/windrad-energie-energie-wind-6641658/ (abgerufen am: 03.02.2026)
