Windenergie-Ertrag-Rechner: Leistung und kWh pro Jahr

Name: Windrad-Ertrag berechnen: kWh pro Jahr und Leistung
Author: Kilian Achatz

Wetter und Klima

Leistung und theoretischen Jahresertrag kleiner Windanlagen aus Rotor

Kilian AchatzGründer & Fachredakteur

Geprüft: Review-Team Rechner-Portal (Mai 2026)Quelle: Windleistungsformel P = 0,5 * rho * A * v^3 mit Betz-Grenze und Wirkungsgradannahme.Stand: Juli 2026

Kurzantwort: SchÃ¤tzt die theoretische Leistung kleiner Windanlagen aus Standortwind, RotorflÃ¤che und Wirkungsgrad.

Eingabe

Hier Werte eingeben und Optionen anpassen.

Überblick

Was ist der Windenergie-Ertrag-Rechner?

Starte mit der kurzen Einordnung, bevor du Eingaben und Ergebnis interpretierst.

Ob eine geplante Kleinwindanlage an deinem Standort überhaupt in einen sinnvollen Leistungsbereich kommt, schätzt der Windenergie-Ertrag-Rechner. Aus Rotordurchmesser, mittlerer Windgeschwindigkeit und Anlagenwirkungsgrad leitet er die Rotorfläche, eine nutzbare Leistung und einen theoretischen Jahresertrag in kWh ab.

Grundlage ist die physikalische Windleistungsformel, in der die Leistung mit der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit steigt: schon 1 m/s mehr verändert den Ertrag deutlich.

Der Rechner richtet sich an Hausbesitzer, landwirtschaftliche Betriebe, Werkhallen oder Bildungsprojekte, die zuerst eine belastbare Größenordnung brauchen, bevor ein teures Standortgutachten beauftragt wird.

Wichtig ist, mit dem mittleren Wind und nicht mit Böenspitzen zu rechnen und einen realistischen Wirkungsgrad anzusetzen, weil Dachnähe, Turbulenz und Verluste reale Anlagen drücken.

Das Ergebnis ist eine Vorprüfung, kein Ersatz für eine standortgenaue Ertragsprognose.

Zum Vergleich: Ein modernes 5-MW-Onshore-Windrad erzeugt bei rund 2.000 Volllaststunden pro Jahr etwa 10 Millionen kWh — das entspricht dem Jahresstromverbrauch von rechnerisch 3.000 bis 3.500 Haushalten (Quelle: Fraunhofer ISE / Bundesverband WindEnergie).

Der Jahresertrag ergibt sich dabei aus der einfachen Faustformel: Jahresertrag (kWh) = Nennleistung (kW) × Volllaststunden pro Jahr. Pro Umdrehung erzeugt ein großes Windrad ungefähr 8 kWh.

Diese Größenordnungen helfen, den eigenen Kleinwindstandort ins Verhältnis zu setzen.

Eingaben

So nutzt du den Rechner

Hier siehst du, welche Werte erwartet werden und wie die Felder zusammenhängen.

Der Rotordurchmesser bestimmt die tatsächlich angeströmte Rotorfläche und wirkt deshalb stärker auf die Leistung, als viele Einsteiger erwarten, weil die Fläche mit dem Quadrat des Durchmessers wächst. Die mittlere Windgeschwindigkeit sollte aus Standortdaten, Mastmessung oder Daten des Deutschen Wetterdienstes (DWD) stammen und den Jahresmittelwind abbilden, nicht einzelne Böenspitzen.

Beim Anlagenwirkungsgrad gibst du eine realistische Systemannahme für Rotor, Generator und Verluste ein; für kleine Dach- oder Hofanlagen sind konservative Werte meist sinnvoller als Prospektwerte.

Trage alle drei Größen ein, damit der Rechner aus Rotorfläche, Windgeschwindigkeit und Wirkungsgrad die nutzbare Leistung und den theoretischen Jahresertrag bestimmen kann.

Beim Wirkungsgrad endet der Schieberegler bewusst bei 59 % — knapp unter dem Betz-Limit von 16/27, also rund 59,26 %. Mehr als diesen Anteil kann keine Turbine der Strömung entziehen, weil die Luft sonst hinter dem Rotor stehen bliebe.

Der Rotordurchmesser nimmt Werte von 0,5 bis 50 m an, die mittlere Windgeschwindigkeit 0 bis 30 m/s.

Berechnung

So funktioniert die Berechnung

Verstehe den Formelweg.

Grundlage ist die physikalische Windleistungsformel: Die im Wind enthaltene Leistung ergibt sich aus der halben Luftdichte mal Rotorfläche mal der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit. Die Rotorfläche folgt aus dem Rotordurchmesser über die Kreisfläche, die Luftdichte wird mit rund 1,225 kg/m³ angesetzt.

Danach setzt der Rechner deinen Anlagenwirkungsgrad an und rechnet die Leistung über die 8.760 Jahresstunden in einen theoretischen Jahresertrag in kWh um.

Beispiel: 3 m Rotordurchmesser, 5,5 m/s mittlerer Wind und 30 % Wirkungsgrad ergeben rund 7,07 m² Rotorfläche, etwa 216 W theoretische Anlagenleistung und ungefähr 1.893 kWh Jahresertrag.

Zusätzlich weist der Rechner die Leistung an der Betz-Grenze aus — im Beispiel 427 W — und den Nutzungsgrad gegenüber dieser physikalischen Obergrenze, hier 50,6 %.

Weil die Windgeschwindigkeit kubisch eingeht, heben 6,5 m/s statt 5,5 m/s denselben Rotor bereits auf rund 357 W und 3.125 kWh im Jahr.

Weil sowohl die Rotorfläche quadratisch mit dem Durchmesser als auch die Leistung kubisch mit dem Wind zusammenhängt, entscheidet die Kombination beider Größen über das Ergebnis.

Der so berechnete Jahresertrag bleibt ein theoretischer Richtwert, den reale Verluste und Standortbedingungen nach unten korrigieren. Kubisches Gesetz: Doppelte Windgeschwindigkeit ergibt achtfache Leistung

Hinweise

Wichtige Hinweise zur Nutzung

Schnelle Qualitätsprüfung für dein Ergebnis.

Für die Praxis bedeutet das Ergebnis eine Vorprüfung in drei Schritten: erst die Größenordnung der Leistung, dann die Plausibilität des Jahresertrags, zuletzt die Frage, ob Nabenhöhe, Turbulenz und Genehmigung zum Standort passen. Diese Einordnung hilft bei der Entscheidung, ob sich ein Gutachten lohnt oder ob der Standort schon rechnerisch zu schwach ist.

Lege immer ein konservatives und ein optimistisches Szenario an, weil schon 1 m/s mehr oder weniger den Ertrag massiv verschiebt. Statistische Winddaten für deutsche Standorte stellt das Umweltbundesamt (UBA) im Rahmen seiner Energiewendeberichte zur Verfügung.

Prüfe außerdem die Nabenhöhe, denn mit zunehmender Höhe über Grund steigt der mittlere Wind spürbar, während Hindernisse in Bodennähe ihn bremsen.

Behandle die berechneten Werte als erste Orientierung: Erst eine standortgenaue Messung über mehrere Monate zeigt, ob der angenommene Jahresmittelwind wirklich trägt. Die beiden Hebel lassen sich am Rechner direkt gegeneinander prüfen.

Verdoppelst du den Rotordurchmesser von 3 auf 6 m, springt die Leistung von 216,10 auf 864,39 W — exakt das Vierfache, weil die Fläche quadratisch wächst.

Verdoppelst du stattdessen den Wind von 5,5 auf 11 m/s, steigt sie auf 1728,77 W, also das Achtfache. Der Wind ist damit der weitaus stärkere Hebel. Rotordurchmesser und Jahresertrag: Größere Fläche, mehr Energie

Anwendung

Praxisbeispiel und Einordnung

So wird das Ergebnis in einer realen Entscheidung nutzbar.

Bernd betreibt einen landwirtschaftlichen Betrieb und prüft, ob eine Kleinwindanlage mit 3,5 m Rotordurchmesser für seinen exponierten Standort in Nordwestdeutschland sinnvoll ist. Die DWD-Daten zeigen 6,2 m/s mittlere Windgeschwindigkeit.

Er gibt 3,5 m Rotordurchmesser, 6,2 m/s und einen konservativen Wirkungsgrad von 28 % ein und erhält rund 9,62 m² Rotorfläche, etwa 393 W theoretische Anlagenleistung — das sind nur knapp 0,4 kW, nicht mehrere Kilowatt — und ungefähr 3.445 kWh geschätzten Jahresertrag.

Der Rechner nennt zusätzlich die Leistung an der Betz-Grenze mit rund 832 W und ordnet die Anlage damit bei einem Nutzungsgrad von 47,25 % gegenüber dieser physikalischen Obergrenze ein.

Zum Vergleich: Sein Betrieb verbraucht rund 22.000 kWh pro Jahr. Die Anlage deckt davon rund 16 % ab – Bernd prüft zusätzlich einen größeren Rotor und holt ein Standortgutachten ein.

Wirtschaftlichkeit grob einschätzen: Der Jahresertrag in kWh multipliziert mit der aktuellen EEG-Vergütung (2024: rund 4–9 ct/kWh für Windenergie an Land, je nach Ausschreibungsrunde) ergibt die grobe Erlösspanne.

3.445 kWh × 6 ct/kWh = rund 207 €/Jahr — ein überschaubarer Rahmen, der die Amortisationszeit der Anlage direkt bestimmt.

Wer den Stromertrag mit Photovoltaik vergleichen möchte, findet dazu den Solarertrag-Rechner und für den kombinierten Jahresbedarf den Strom-Rechner im Energie-Hub. Landwirtschaft: 3,5 m Rotor bei 6,2 m/s ergibt 3.445 kWh – deckt 16 % des Bedarfs

Fallstricke

Häufige Fehler und fachliche Einordnung

Typische Anfängerfehler. Sicherer anwenden.

Der häufigste Fehler beim Windenergie-Ertrag-Rechner ist, mit maximalen Böenspitzen statt mit der belastbaren mittleren Windgeschwindigkeit zu rechnen und dadurch Leistung und Jahresertrag der Kleinwindanlage massiv zu überschätzen. Der zweite Fehler ist, einen Prospektwirkungsgrad ohne Standortbezug als Anlagenwirkungsgrad einzutragen, obwohl Dachnähe, Turbulenz und Teillastbetrieb reale Anlagen deutlich drücken.

Der dritte Fehler ist, die Windgeschwindigkeit gedanklich linear hochzurechnen, obwohl die Leistung mit der dritten Potenz steigt und schon kleine Mess- oder Schätzfehler beim Wind große Abweichungen im Jahresertrag erzeugen.

Zusätzlich wird der Rotordurchmesser unterschätzt, obwohl die Rotorfläche quadratisch mit ihm wächst, und Hindernisse wie Baumreihen, Dachkanten oder Nachbargebäude bleiben oft unberücksichtigt, obwohl sie die Strömung gerade bei Kleinwind stark verschlechtern.

Schließlich wird die Amortisation zu optimistisch gerechnet, wenn der theoretische Jahresertrag ungeprüft mit dem Nennwert gleichgesetzt wird, statt reale Volllaststunden und Verluste anzusetzen.

Der folgenschwerste Fehler ist, den ausgewiesenen Jahresertrag für eine Prognose zu halten.

Der Rechner multipliziert die berechnete Leistung schlicht mit 8760 Stunden — er unterstellt also, dass der Wind das ganze Jahr über exakt mit der eingegebenen Mittelgeschwindigkeit weht, ohne Flaute, Sturmabschaltung und Anlaufschwelle.

Aus 216,10 W werden so 1893 kWh im Jahr. Reale Kleinwindanlagen erreichen davon nur einen Bruchteil, weil die tatsächliche Windverteilung über das Jahr stark schwankt und die Leistung mit der dritten Potenz darauf reagiert.

Lies den Wert deshalb als physikalische Obergrenze des Standorts und nicht als Ertragserwartung.

Nächster Schritt

Kurzfazit und nächster sinnvoller Schritt

Die Kernaussage für die direkte Weiterentscheidung.

Der Windenergie-Ertrag-Rechner berechnet aus Rotordurchmesser, mittlerer Windgeschwindigkeit und Anlagenwirkungsgrad eine belastbare Größenordnung für Rotorfläche, Leistung und Jahresertrag und zeigt damit, ob ein Kleinwindstandort überhaupt lohnend ist, bevor teure Gutachten beauftragt werden.

Weil die Windgeschwindigkeit über die dritte Potenz eingeht, reagiert der Ertrag empfindlich auf den angesetzten Mittelwind.

Rechne mit einem vorsichtigen und einem optimistischen Windwert und entscheide, ob die Standortprüfung, eine Nabenhöhenerhöhung oder ein komplett anderes System den besseren Hebel bietet.

Zur Windgeschwindigkeit am Standort hilft der Beaufort-Skala-Rechner bei der Einordnung von Messwerten in konkrete Stufen. Weitere Windrechner sind im Wind-Hub gesammelt.

Wie weit deine Annahme vom physikalisch Möglichen entfernt liegt, beziffert der Rechner zusätzlich: Ein Wirkungsgrad von 30 % entspricht 50,6 % des Betz-Limits — die Anlage schöpft also gut die Hälfte dessen aus, was überhaupt entnehmbar wäre.

Vertiefung

Beispielrechnungen

Step-by-Step Walkthroughs. Realistische Szenarien.

Beispiel 1 · Einfach · Jahresertrag: ca. 8.400 kWh | Stromwert: ca. 2.100 EUR (bei 0,25 EUR/kWh)

Praxisbeispiel: Kleine Windkraftanlage auf dem Dach

Durchschnittliche Windgeschwindigkeit: 6 m/s
Rotorflaeche: 25 m┬▓ (ca. 5,6 m Durchmesser)
Generator-Effizienz: 35%

Expertenmodus

Häufige Fragen zu Windenergie-Ertrag-Rechner

Spezielle Fragen geklärt. Tiefer verstehen.

Was berechnet der Windenergie-Ertrag-Rechner genau?

Der Rechner schätzt aus der Rotorfläche, der Luftdichte, der mittleren Windgeschwindigkeit und dem Wirkungsgrad zunächst die theoretische Leistung und daraus einen groben Jahresertrag in Kilowattstunden.

Die physikalische Grundlage lautet vereinfacht P gleich 0,5 mal ρ mal A mal v hoch drei mal η, wobei ρ die Luftdichte von rund 1,225 Kilogramm pro Kubikmeter auf Meereshöhe bei 15 Grad Celsius ist.

Die Rotorfläche A ist die vom Rotor überstrichene Kreisfläche, also π mal Radius zum Quadrat, sodass schon der Durchmesser quadratisch in das Ergebnis eingeht.

Damit wird schnell sichtbar, welche Größenordnung an einem konkreten Standort überhaupt realistisch erreichbar sein könnte und ob sich ein genaueres Gutachten lohnt.

Warum wächst die Leistung so stark mit der Windgeschwindigkeit?

Weil die Geschwindigkeit in der Formel mit der dritten Potenz eingeht, also als v hoch drei.

Verdoppelt sich der Wind von beispielsweise 4 auf 8 Meter pro Sekunde, steigt die theoretisch verfügbare Leistung ungefähr auf das Achtfache, da zwei hoch drei gleich acht ist.

Schon ein Anstieg von 5 auf 6 Meter pro Sekunde bedeutet rechnerisch rund 73 Prozent mehr Leistung. Gerade deshalb führen kleine Unterschiede im Mittelwind, in der Nabenhöhe oder in der Messhöhe sehr schnell zu großen Unterschieden beim Ertrag.

Ein windhöffiger Standort schlägt damit fast jede technische Detailoptimierung an der Anlage selbst.

Aus diesem Grund ist die sorgfältige Standortwahl und eine möglichst hohe, freie Aufstellung wichtiger als nahezu jede Verbesserung am Rotor oder Generator, und schon ein scheinbar geringer Gewinn beim mittleren Wind kann den Jahresertrag spürbar anheben.

Was bedeutet die Betz-Grenze für mein Ergebnis?

Die Betz-Grenze markiert das physikalische Maximum, das ein Rotor aus der Windströmung überhaupt entnehmen kann.

Mehr als rund 59,3 Prozent der im Wind enthaltenen kinetischen Leistung sind prinzipiell nicht erreichbar, weil die Luft hinter dem Rotor noch genug Restgeschwindigkeit behalten muss, um abzuströmen.

Reale Anlagen liegen mit Leistungsbeiwerten von etwa 0,40 bis 0,50 nochmals deutlich darunter.

Der Rechner hilft dadurch auch als Plausibilitätskontrolle gegen unrealistisch hohe Hersteller- oder Erwartungswerte, denn ein angesetzter Gesamtwirkungsgrad jenseits dieser Grenze ist physikalisch unmöglich.

Wer das verinnerlicht, erkennt überzogene Werbeversprechen bei Kleinwindanlagen sofort und plant von vornherein konservativer und belastbarer.

Die Betz-Grenze ist somit keine technische Schwäche bestimmter Anlagen, sondern eine grundsätzliche Eigenschaft jeder Windströmung, und sie gilt unabhängig davon, wie modern oder teuer die eingesetzte Turbine beworben wird.

Welchen Wirkungsgrad sollte ich für eine Kleinwindanlage ansetzen?

Für vorsichtige Schnellschätzungen ist meist ein moderater Wirkungsgrad sinnvoller als ein optimistischer Spitzenwert aus dem Datenblatt.

Realistisch sind bei kleinen Anlagen oft Gesamtwirkungsgrade im Bereich von etwa 20 bis 35 Prozent, weil Rotor, Generator, Wechselrichter und Verkabelung jeweils eigene Verluste beitragen.

Dachnahe oder turbulente Standorte liegen wegen verwirbelter, gebremster Strömung häufig nochmals deutlich unter idealen Freifeldbedingungen.

Wer hier konservativ plant, vermeidet Ertragserwartungen, die später durch reale Verluste nicht eingeholt werden können.

Es ist klüger, mit einem niedrigen Wert zu rechnen und positiv überrascht zu werden, als eine Investition auf Bestwerten aufzubauen, die selten erreicht werden.

Im Zweifel hilft es, zwei Rechnungen aufzustellen, eine vorsichtige und eine optimistische, und die Entscheidung an der vorsichtigen Variante auszurichten, damit auch ein schwächeres Windjahr die Erwartungen nicht völlig zerstört.

Warum ist der Jahresertrag trotz Formel nur eine vorsichtige Schätzung?

Weil reale Windverteilungen, Abschaltungen, Turbulenz, Hindernisse, elektrische Verluste und Wartungszeiten den tatsächlichen Ertrag mindern.

Ein einzelner mittlerer Windwert glättet diese Effekte nur grob, denn der Ertrag hängt von der Häufigkeitsverteilung aller Windstärken ab, die üblicherweise als Weibull-Verteilung beschrieben wird.

Da die Leistung mit der dritten Potenz steigt, tragen seltene starke Windphasen überproportional viel bei, während die Anlage bei Flaute unter der Anlaufgeschwindigkeit gar nichts liefert und bei Sturm zum Schutz abgeschaltet wird.

Auch Vereisung, Verschattung durch Nachbargebäude und Netzverfügbarkeit spielen hinein. Deshalb ist das Ergebnis eine Orientierung und keine vollständige Abbildung eines ganzen Betriebsjahres.

Wer es genauer braucht, kommt um eine echte Messreihe oder anerkannte Standortdaten nicht herum, weil erst die volle Häufigkeitsverteilung der Windstärken den Ertrag wirklich zuverlässig beschreibt.

Wann verbessert eine größere Rotorfläche den kWh-Wert stärker als ein kleiner Wirkungsgradgewinn?

Eine größere Rotorfläche erhöht die erfasste Windenergie direkt und linear, denn sie steht als Faktor A in der Leistungsformel.

Da die Fläche quadratisch mit dem Rotordurchmesser wächst, bringt etwas mehr Durchmesser oft deutlich mehr als ein paar Prozentpunkte am Wirkungsgrad, der ohnehin durch die Betz-Grenze gedeckelt ist.

Eine höhere Nabenposition verbessert zusätzlich den mittleren Wind und reduziert bodennahe Turbulenz, was wegen der dritten Potenz besonders stark wirkt.

Wenn Sie also zwischen mehr Fläche oder Höhe und einer feinen Systemoptimierung wählen müssen, ist Fläche und Höhe meist der größere Hebel. Erst wenn beides ausgereizt ist, lohnen kleinere Effizienzgewinne am restlichen System.

Wann reicht die Schnellschätzung nicht mehr für eine Investitionsentscheidung?

Sobald Anschaffungskosten, Genehmigung, Tragwerk, Statik, Nachbarschaft oder die längerfristige Wirtschaftlichkeit ernsthaft relevant werden, reicht ein überschlägiger Wert nicht mehr aus.

Dann brauchen Sie reale Standortdaten, idealerweise eine mehrmonatige Windmessung in Nabenhöhe statt eines geschätzten Mittelwertes, weil schon ein halber Meter pro Sekunde Abweichung den Ertrag spürbar verschiebt.

Auch Schallemissionen, Schattenwurf, baurechtliche Abstände und die Einspeise- oder Eigenverbrauchssituation müssen geklärt sein. Hinzu kommen Betriebskosten, Wartung und die erwartete Lebensdauer der Anlage.

Die Schnellschätzung dient als erste Filterstufe, ob sich ein Standort grundsätzlich lohnt, ersetzt aber kein technisch belastbares Konzept und keine fundierte Wirtschaftlichkeitsrechnung.

Spätestens vor der Unterschrift sollten ein erfahrener Planer und gegebenenfalls ein Statiker einbezogen werden, damit aus einer groben Abschätzung eine tragfähige und genehmigungsfähige Entscheidung wird.

Wie setze ich den theoretischen Wert konservativ in kWh um?

Lesen Sie den vom Rechner ausgegebenen Wert grundsätzlich als Obergrenze und planen Sie mit deutlichen Abschlägen für Standort-, Turbulenz- und Betriebsverluste.

In der Praxis ist es sinnvoll, vom theoretischen Wert noch einmal spürbar abzuziehen, etwa indem Sie nur einen Teil als gesichert ansetzen und Stillstandszeiten, Vereisung sowie Wechselrichterverluste mental einkalkulieren.

Hilfreich ist auch der Vergleich über die Volllaststunden, also Jahresertrag in Kilowattstunden geteilt durch die Nennleistung in Kilowatt, denn Kleinwindanlagen erreichen an mäßigen Standorten oft nur wenige hundert bis rund tausend solcher Stunden.

Erst durch diese vorsichtige Umrechnung werden die Jahres-Kilowattstunden, die Wirtschaftlichkeit und die Erwartung an eine Kleinwindanlage einigermaßen belastbar.

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