Windenergie-Ertrag-Rechner: Leistung und kWh pro Jahr

Bei einer kleinen Windkraftanlage mit 3 m Rotordurchmesser, 5,5 m/s mittlerem Wind und 30 % Wirkungsgrad ergibt der Rechner rund 1.893 kWh pro Jahr – bei 5,6 m Rotordurchmesser, 6 m/s und 35 % Wirkungsgrad sind es bereits 9.990,75 kWh.

Grundlage ist die physikalische Windleistungsformel: Leistung gleich 0,5 mal Luftdichte mal Rotorfläche mal Windgeschwindigkeit hoch drei mal Wirkungsgrad, hochgerechnet auf 8.760 Jahresstunden.

Die Rotorfläche folgt aus dem Rotordurchmesser über die Kreisfläche, die Luftdichte ist fest mit 1,225 Kilogramm pro Kubikmeter hinterlegt.

Der Rechner zeigt neben dem Jahresertrag zusätzlich Rotorfläche, theoretische Leistung und die Leistung an der Betz-Grenze an, damit du die Größenordnung sofort einordnen kannst.

Trage deinen eigenen Rotordurchmesser, die mittlere Windgeschwindigkeit am Standort und einen realistischen Anlagenwirkungsgrad ein, um eine eigene Größenordnung zu erhalten.

Wichtig: Der Wert ist eine theoretische Obergrenze bei konstantem Wind über das ganze Jahr, keine Ertragsprognose – reale Anlagen liefern wegen Flaute, Turbulenz und Abschaltzeiten deutlich weniger.

Der Rechner gibt den Ertrag pro Tag als Mittelwert aus: Beim Standardbeispiel mit 3 m Rotordurchmesser, 5,5 m/s Wind und 30 % Wirkungsgrad sind es 5,19 kWh, bei 5,6 m Rotordurchmesser, 6 m/s und 35 % Wirkungsgrad 27,37 kWh.

Bei einer Großanlage mit 5 MW Nennleistung und 1.770 Volllaststunden, dem Mittelwert für Onshore-Anlagen in Deutschland laut Fraunhofer ISE (2025), liegt der Tagesmittelwert bei rund 24.247 kWh und der Stundenmittelwert bei etwa 1.010 kWh.

Beide Werte entstehen, indem der Jahresertrag durch 365 Tage beziehungsweise 8.760 Stunden geteilt wird.

Einzelne Tage weichen stark ab: Bei Flaute liefert eine Anlage nichts, bei Sturm läuft sie viele Stunden mit Nennleistung, und die Leistung reagiert mit der dritten Potenz auf die Windgeschwindigkeit.

Eine 5-MW-Anlage kann an einem Tag höchstens 120.000 kWh erzeugen. Nutze den Tageswert deshalb als Durchschnitt für die Größenordnung und plane konkrete Tage nicht damit, sondern mit einer aktuellen Wettervorhersage.

Bei 3 m Rotordurchmesser, 5,5 m/s Wind und 30 % Wirkungsgrad berechnet der Rechner eine theoretische Anlagenleistung von 216,10 Watt, also 0,216 kW – bei 5,6 m Rotordurchmesser, 6 m/s und 35 % Wirkungsgrad sind es 1.140,50 Watt beziehungsweise 1,14 kW.

Handelsübliche Kleinwindanlagen für Privathaushalte sind laut Herstellerangaben mit Nennleistungen bis 10 Kilowatt ausgezeichnet, gewerbliche Kleinwindanlagen reichen bis 250 Kilowatt (siehe Referenztabelle Leistungsklassen weiter unten auf dieser Seite).

Diese Nennleistung ist ein Hersteller-Maximalwert bei optimaler Nennwindgeschwindigkeit, meist 12 bis 15 m/s – der Rechner bildet dagegen die tatsächlich zu erwartende Leistung bei deiner eingegebenen mittleren Windgeschwindigkeit ab, die in den allermeisten Fällen deutlich niedriger liegt als diese Nennwindgeschwindigkeit.

Gib deshalb für eine realistische Einschätzung nicht die beworbene Nennleistung, sondern deinen tatsächlichen Rotordurchmesser und Standortwind ein, sonst überschätzt du die zu erwartende Leistung erheblich und planst am realen Ertrag vorbei.

Weil die Windgeschwindigkeit in der Leistungsformel mit der dritten Potenz eingeht: Verdoppelt sich der Wind von 5,5 auf 11 m/s, steigt die theoretische Leistung bei gleichem Rotor und Wirkungsgrad nicht auf das Doppelte, sondern von 216,10 auf 1.728,77 Watt – das Achtfache, weil zwei hoch drei gleich acht ist.

Schon ein Anstieg von 5 auf 6 m/s verändert bei 2 m Rotordurchmesser und 30 % Wirkungsgrad den Jahresertrag spürbar, weil derselbe kubische Zusammenhang bereits bei kleinen Differenzen greift.

Deshalb führen kleine Unterschiede im Mittelwind, in der Nabenhöhe oder in der Messhöhe sehr schnell zu großen Unterschieden beim Ertrag, während technische Detailoptimierungen an der Anlage selbst kaum ins Gewicht fallen.

Prüfe deshalb zuerst die Windgeschwindigkeit an deinem Standort so genau wie möglich, am besten über eine mehrmonatige Messung, bevor du unterschiedliche Anlagen oder Wirkungsgrade vergleichst – ein besserer Standort schlägt fast jede technische Verbesserung an Rotor oder Generator.

Die Betz-Grenze markiert mit 16/27, also rund 59,3 %, das physikalische Maximum, das ein Rotor der Windströmung überhaupt entnehmen kann – mehr ist unmöglich, weil die Luft hinter dem Rotor noch genug Restgeschwindigkeit zum Abströmen behalten muss.

Setzt du beim Standardbeispiel mit 3 m Rotordurchmesser und 5,5 m/s Wind einen Wirkungsgrad von 59 % an, meldet der Rechner 424,99 Watt Leistung bei einem Nutzungsgrad von 99,56 % gegenüber der Betz-Grenze von 426,86 Watt – praktisch am physikalischen Limit.

Reale Anlagen liegen mit Leistungsbeiwerten von etwa 0,40 bis 0,50 nochmals deutlich darunter, weil Rotor, Generator und Verkabelung jeweils eigene Verluste beitragen und kein System verlustfrei arbeitet.

Nutze die Betz-Grenze als Plausibilitätskontrolle: Ein angesetzter Wirkungsgrad oberhalb von 59,3 % ist physikalisch unmöglich und entlarvt überzogene Herstellerangaben sofort.

Wähle deshalb lieber einen konservativen Wert deutlich unter dieser Grenze, wenn du eine eigene Anlage planst.

Für vorsichtige Schätzungen sind bei kleinen Anlagen Gesamtwirkungsgrade von etwa 20 bis 35 % realistischer als die häufig beworbenen Spitzenwerte nahe der Betz-Grenze von 59,3 %, weil Rotor, Generator, Wechselrichter und Verkabelung jeweils eigene Verluste beitragen.

Bei 3 m Rotordurchmesser und 5,5 m/s Wind liefert 30 % Wirkungsgrad 1.893 kWh im Jahr, bei 45 % wären es bereits 2.839,51 kWh – derselbe Standort, aber ein um rund 50 % höherer Ertrag allein durch die Wirkungsgrad-Annahme im Rechner.

Dachnahe oder turbulente Standorte liegen wegen verwirbelter, gebremster Strömung häufig nochmals unter idealen Freifeldbedingungen und drücken den realen Wirkungsgrad zusätzlich.

Setze deshalb für eine erste Schätzung eher 20 bis 30 % an und prüfe erst bei konkretem Kaufinteresse die tatsächliche Herstellerkennlinie der jeweiligen Anlage.

Zwei Rechnungen mit einem vorsichtigen und einem optimistischen Wirkungsgrad zeigen dir die realistische Bandbreite, bevor eine Investitionsentscheidung ansteht.

Rechnerisch 8.760 Volllaststunden im Jahr, denn der Rechner multipliziert die berechnete Leistung einfach mit allen Stunden des Jahres: 216,10 Watt mal 8.760 Stunden ergeben genau die ausgewiesenen 1.893 kWh.

Das unterstellt, dass der Wind das ganze Jahr über ununterbrochen mit der eingegebenen Mittelgeschwindigkeit weht – ohne Flaute, ohne Sturmabschaltung und ohne Anlaufschwelle von typischerweise 2 bis 3 m/s, unterhalb der reale Anlagen gar nicht erst anlaufen.

Reale Kleinwindanlagen erreichen an mäßigen Standorten dagegen häufig nur 500 bis 1.000 Volllaststunden im Jahr, Onshore-Windkraftanlagen in Deutschland von 2015 bis 2024 im Schnitt 1.770 Volllaststunden (Fraunhofer ISE, 2025).

Lies den ausgewiesenen Jahresertrag deshalb als physikalische Obergrenze deines Standorts, nicht als Ertragsprognose, und rechne für eine realistische Planung mit einem deutlichen Abschlag von 70 bis 90 %.

Wer die reale Windverteilung über das Jahr kennt, etwa aus einer Standortmessung, kommt der Wahrheit näher als mit dem eingegebenen Mittelwert allein.

Immer dann, wenn der Wirkungsgrad bereits nahe an der ohnehin gedeckelten Betz-Grenze von 59,3 % liegt, denn die Rotorfläche wächst quadratisch mit dem Durchmesser und hat dadurch anders als der Wirkungsgrad keine physikalische Obergrenze.

Verdoppelst du beim Standardbeispiel den Rotordurchmesser von 3 auf 6 m bei gleichbleibenden 5,5 m/s Wind und 30 % Wirkungsgrad, steigt die Leistung von 216,10 auf 864,39 Watt – exakt das Vierfache, weil die überstrichene Fläche mit dem Quadrat des Durchmessers zunimmt.

Ein paar Prozentpunkte mehr Wirkungsgrad bringen dagegen selten mehr als 20 bis 30 % zusätzlichen Ertrag, weil sie durch die Betz-Grenze von 59,3 % begrenzt bleiben und kaum Spielraum nach oben lassen.

Prüfe deshalb zuerst, ob ein größerer Rotor oder eine höhere Nabenhöhe an deinem Standort möglich ist, bevor du in eine effizientere, aber teurere Anlagentechnik investierst.

Erst wenn Fläche und Standort ausgereizt sind, lohnen sich kleinere Effizienzgewinne am restlichen System.

Eine pauschale Rendite kann der Rechner nicht ausweisen, weil er weder Anschaffungskosten noch Betriebskosten oder Vergütungssätze kennt – er liefert ausschließlich Leistung und Jahresertrag in kWh als physikalische Größen.

Für eine grobe Erlösabschätzung multiplizierst du den ausgewiesenen Jahresertrag mit dem für Windenergie an Land üblichen EEG-Vergütungssatz von rund 4 bis 9 Cent pro kWh: Bei 3.444,84 kWh Jahresertrag (3,5 m Rotor, 6,2 m/s, 28 % Wirkungsgrad) und 6 Cent pro kWh ergeben sich rund 207 Euro Erlös im Jahr – ein überschaubarer Rahmen, der die Amortisationszeit maßgeblich bestimmt.

Nicht enthalten sind Genehmigung, Statik, Netzanschluss, Schallschutz, Wartung und die Anschaffungskosten selbst, die bei Kleinwindanlagen häufig mehrere Tausend Euro betragen und die Rechnung erst vollständig machen.

Ziehe deshalb vor einer Kaufentscheidung eine vollständige Wirtschaftlichkeitsrechnung mit realen Angeboten hinzu und behandle den Rechner-Wert nur als ersten Filter, ob sich ein tieferer Blick überhaupt lohnt.

Lies den vom Rechner ausgegebenen Jahresertrag grundsätzlich als Obergrenze und ziehe für eine realistische Prognose deutlich ab: Aus den 9.990,75 kWh des Beispiels mit 5,6 m Rotor, 6 m/s und 35 % Wirkungsgrad würden in der Praxis eher 6.000 bis 7.500 kWh, wenn Stillstandszeiten, Vereisung und Wechselrichterverluste eingerechnet werden.

Hilfreich ist der Vergleich über die Volllaststunden: Jahresertrag in kWh geteilt durch die Nennleistung in kW ergibt bei diesem Beispiel und 1,14 kW theoretischer Leistung rechnerisch wieder genau 8.760 Stunden, weit über den 500 bis 1.000 Volllaststunden, die Kleinwindanlagen an mäßigen Standorten real erreichen.

Plane deshalb immer mit einem konservativen und einem optimistischen Szenario und lege Investitionsentscheidungen auf das vorsichtigere Szenario, nicht auf den theoretischen Bestwert.

Erst eine mehrmonatige Standortmessung oder ein Herstellergutachten liefert eine wirklich belastbare Ertragsprognose statt der hier berechneten physikalischen Obergrenze, die für eine Kaufentscheidung allein nicht ausreicht.

Die 2024 an Land neu in Betrieb gegangenen Windräder hatten im Mittel eine Nennleistung von 5,12 MW, eine Nabenhöhe von 143 m und einen Rotordurchmesser von 146 m (Deutsche WindGuard, 2025).

Daraus ergibt der Rechner eine Gesamthöhe von rund 216 m, nämlich Nabenhöhe plus Rotorradius von 73 m, und eine überstrichene Rotorfläche von etwa 16.742 m².

Der Bestand ist deutlich kleiner: Die mittlere Gesamthöhe aller Anlagen lag Ende 2024 bei 144 m, die mittlere Generatorleistung bei 2,21 MW.

Die zuletzt genehmigten, noch nicht gebauten Anlagen erreichen im Mittel 5,8 MW und überschreiten bei Nabenhöhe und Rotordurchmesser jeweils 155 m.

Wähle im Rechner den Anlagentyp Großanlage und trage Nabenhöhe und Rotordurchmesser aus deinem Datenblatt ein, um die Gesamthöhe zu erhalten.

Achte darauf, dass die Nabenhöhe größer als der halbe Rotordurchmesser sein muss, sonst würde die Blattspitze den Boden berühren.