Angeblich sorgen erneuerbare Energien, also auch Windenergie, für Planungssicherheit und bewahrt uns vor den Preisschwankungen bei den fossilen Energieträgern. Was ist dran?
Die Kosten für Windstrom sind im Wesentlichen Investitionskosten, fixe Beträge, die gleich zu Beginn gezahlt werden müssen. Diese Kosten sind gut planbar, sobald es mit dem Bau losgeht. Nur, wieviel Strom die Anlage liefert und vor allem wann, ist nicht klar. Es herrscht offenkundig die Vorstellung, das sei immer gleich, abgesehen von kurzen Zeiten der Flaute. Zumindest müsste es über das Jahr einen gewissen Ausgleich geben. Leider nein. Es ist ein Mythos, dass nur für wenige Tage der Dunkelflaute Backup-Kapazitäten benötigt werden.
Ein Blick auf den Verlauf der Windstromerzeugung an Land in der willkürlich gewählten Kalenderwoche 2-2026 offenbart das ganze Ausmaß an Schwankungen im Kurzfristbereich. Mal sind es nicht einmal 5 GW, mal über 40 GW. Dabei sind die Schwankungen bei einzelnen Anlagen noch sehr viel größer als bei einer Durchmischung über das Bundesgebiet. Es ist zu berücksichtigen, dass in der Darstellung Abregelungen von Windkraftanlagen bei negativen Preisen oder aufgrund von Redispatch-Maßnahmen enthalten sind. Es dürfte klar sein, dass ein Industriebetrieb seine Produktion und seinen Stromverbrauch nicht an diese Kurve anpassen kann. Eine Glättung der Kurve zu einer kontinuierlichen Stromerzeugung mithilfe von Batterien würde eine Batteriekapazität von GWh erfordern. Bei Kosten von 300 Mio. Euro/GWh für Großbatterien wären somit Mrd. Euro erforderlich.
Im Jahresverlauf gibt es eine Tendenz zu höheren Mengen im Winter („Badewannenverlauf“). Aber auch bei den Monatserträgen gibt es starke Schwankungen. Bei der Gegenüberstellung der Daten für 2024 und 2025 ist zu berücksichtigen, dass 2025 im Mittel über 4.000 MW, mehr als 7% mehr Kapazität installiert war. Trotzdem betrug die Windstrommenge im Februar nur die Hälfte derjenigen von 2024. Dabei stellt der Februar 2024 keineswegs einen Extremwert dar. Im Februar 2022 gab es über 17 TWh Windstrom – mit weniger Anlagen.
Würde man die installierten Kapazitäten für eine mittlere Erzeugung von 10,5 TWh auslegen, müssten für windarme Februarmonate Backup-Kapazitäten von 3,5 TWh bereitgehalten werden. Wollte man dies mit Batterien bewerkstelligen, wären damit bei 300 €/kWh für Großbatterien Investitionskosten von 1,05 Billionen Euro verbunden. Genau das wird von den Klimapopulisten in der aktuellen Diskussion gefordert. Gaskraftwerke werden abgelehnt. Alternativ könnten die Windstromerzeugungskapazitäten verdoppelt werden, das entspricht etwa 65 GW. Bei spezifischen Investitionskosten von 1.750 €/kW wären das 113,75 Mrd. Euro – sofern sich noch irgendwo Platz findet. Allerdings haben wir noch längst nicht 100% EE-Strom und der Stromverbrauch soll durch Elektrifizierung steigen. Außerdem sind die betrachteten Mengenverhältnisse möglicherweise noch keine Extremwerte.
Die Umstellung auf Erneuerbare Energien hat ihre Berechtigung maßgeblich in dem durch CO2-Emissionen verursachten Klimawandel. Dieser Klimawandel ist in Deutschland zu beobachten. Die mittleren Temperaturen haben deutlich zugenommen, die Globalstrahlung hat zugenommen. Es gibt jedoch keine Klarheit darüber, wie sich das Klima in Deutschland in den nächsten 50 Jahren entwickeln wird. Nicht einmal über die Abschwächung des Golfstroms gibt es bislang in der Wissenschaft Einigkeit. Wann und wo in den kommenden Jahrzehnten wieviel Wind weht, welche Niederschläge es gibt und vor allem, welche Temperaturen zu erwarten sind, ist derzeit vollkommen unklar.
Deutschland befindet sich auf Breitengraden, auf denen ohne den Golfstrom sehr viel niedrigere Temperaturen herrschen würden. Bei um mehrere Grad tieferen Temperaturen würde der „Masterplan“ für die Energiewende scheitern. Wärmepumpen würden den ganzen Winter über wie elektrische Direktheizungen funktionieren, was teilweise jetzt schon der Fall ist. Windstrom stünde möglichweise in deutlich geringerem Umfang als gedacht zur Verfügung. Der Strom für die Wärmepumpen käme aus Wasserstoffkraftwerken, der Wasserstoff dafür aus Solarenergie – oder aus Importen. Da ist es vorteilhafter, Strom und Wärme vor Ort in Brennstoffzellen zu erzeugen. In Japan wird dieses Konzept sehr konsequent verfolgt, in Deutschland nicht einmal diskutiert. Stattdessen werden für Unsummen Infrastrukturen für Jahrzehnte gebaut (Stromnetze etc.), die sich möglicherweise als unbrauchbar erweisen werden, während bestehende Infrastrukturen (Gasnetze), die gut nutzbar wären, vorsätzlich unbrauchbar gemacht werden.
Wie „gut“ oder „schlecht“ ein Windjahr ist, ist nicht leicht zu beantworten. Die Windgeschwindigkeit geht theoretisch mit der dritten Potenz in die Erzeugungsleistung ein. Die Bildung arithmetischer Mittelwerte der Windgeschwindigkeiten hilft deswegen nicht weiter. Außerdem müssen Anlaufgeschwindigkeiten und Abregelungen (wegen Sturm, negativer Preise oder Redispatch) berücksichtigt werden. Die räumliche Verteilung der Anlagen erfordert eine Gewichtung der Standorte. Meteorologische Daten über Windgeschwindigkeiten sind deswegen ungeeignet.
Mit guter Näherung lassen sich die Volllaststundenzahlen der jeweils installierten Windkraftkapazität als Maß für die Windertragsgüte eines Jahres verwenden. Da neue, höhere Anlagen höhere Volllaststunden aufweisen, müssen bei starkem Zubau und langen Zeiträumen die Volllaststunden ansteigen. Zunehmende Abregelungen wirken diesem Effekt entgegen ebenso wie die Nutzung von Standorten mit weniger guten Erträgen.
Die Zahlen für 2025 bis 2025 zeigen, dass 2025 kein gutes Jahr war, aber auch kein Extremwert. Das Jahr 2023 kann kein Maßstab sein. Einige Marktakteure waren offenkundig davon ausgegangen und ihre Strombeschaffung zu optimistisch ausgerichtet. Im Vergleich zu 2023 war das Windjahr 2025 rund 25% „schlechter“ – soweit zur Planungssicherheit.