Inhaltsverzeichnis.

20.12.2025 Windparks Kanton Luzern.
16.12.2025 Zugvögel meiden Offshore-Windkraftanlagen.
02.10.2025 Windpark Boxloo bei Wil.
31.03.2025 Windpark Wartau
05.07.2025 Windkraft in Deutschland bis 2030.
24.11.2022 Grüner Strom mit Windkraft-Drachen.
05.05.2022 Windenergie Schweiz: erst 30'000 Haushalte versorgt.
21.05.2022 Nordsee Windkraft, Verzehnfachung der Leistung.

Windparks Kanton Luzern.

20.12.2025 Windparks Kanton Luzern.

Der Kanton Luzern fördert aktiv den Ausbau der Windenergie und hat dafür im Rahmen seines Windenergiekonzepts 2020 insgesamt 22 Eignungsgebiete im kantonalen Richtplan festgelegt. Das kantonale Ziel ist es, die jährliche Stromproduktion aus Windenergie bis 2035 auf 100 GWh und bis 2050 auf 250 GWh zu steigern.

Von diesen Gebieten sind mehrere Projekte in aktiver Planung, die grösstenteils unter das kantonale Plangenehmigungsverfahren (kPGV) fallen. Als am weitesten fortgeschritten gilt der Windpark Lindenberg (Nr. 1). Bei den Projekten Äberdingerhöchi (Nr. 8) (geplant: 35 Millionen kWh/Jahr) und Salbrig/Olisrüti (Nr. 13) (geplant: 46 Millionen kWh/Jahr) laufen bereits die Umweltverträglichkeitsprüfungen (UVP), nachdem positive Windmessungen die Wirtschaftlichkeit bestätigten. Die Windmessungen im Projekt Ruswilerberg (Nr. 6) (geplant: 30 Millionen kWh/Jahr) starteten im Juni 2024. Bei der Planung müssen jeweils spezifische Konflikte in den Bereichen Heimatschutz, Fledermausschutz und Flugsicherung berücksichtigt werden.

Mehr zu Windparks Kanton Luzern:
Windparks und Windkraftprojekte, Windenergiekonzept 2020, kantonaler Richtplan Kanton Luzern: 22 Eignungsgebiete. Windparks Kanton Luzern: Äberdingerhöchi, Salbrig/Olisrüti, Hinterberg, Ruswilerberg, Lindenberg, Leidenberg.

Windparks Kanton Luzern.

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Zugvögel meiden Offshore-Windkraftanlagen.

16.12.2025 

Eine Studie am Windtestfeld Nord bei Husum ergab, dass Zugvögel Windkraftanlagen in Bewegung fast vollständig meiden, wobei über 99,8 Prozent der tag- und nachtziehenden Vögel die Rotorebene umfliegen. Das internationale Forschungsprojekt SPACEWHALE zur Walerfassung aus Satellitenbildern wurde 2025 mit dem Planet Hero Award ausgezeichnet.

BioConsult SH konzentriert sich auf die Entwicklung und Anwendung fortschrittlicher Technologien in der maritimen Ökologie.

Das Deep-Learning-Modell HiDeFIND dient der automatisierten Detektion von Seevögeln und Meeressäugern auf digitalen Luftbildern und erreicht dabei eine sehr hohe Sensitivität von über 99 %. Dieses KI-Modell wird im Rahmen eines "human-in-the-loop" Prozesses eingesetzt, um Geschwindigkeit und Reproduzierbarkeit zu erhöhen.

Für die naturschutzfachliche Bewertung von Windkraftanlagen (WKA) wurde das Raumnutzungs-Kollisionsrisikomodell (RKR-Modell) entwickelt, das präzise, datengestützte Prognosen des Kollisionsrisikos für kollisionsgefährdete Brutvogelarten (wie den Rotmilan) liefert. 

Mehr zur Studie:
KI-Forschung: Zugvögel meiden Offshore-Windkraftanlagen in Bewegung fast vollständig (Ausweichverhalten). 99,8 Prozent der tag- und nachtziehenden Vögel mieden die Anlagen, wenn sich die Rotoren drehen.

Zugvögel meiden Offshore-Windkraftanlagen.

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Windparks Schweiz: Boxloo bei Wil.

02.10.2025

Die Planung und Entwicklung des Windparks Boxloo im Weiler Boxloo bei Wil im Kanton St. Gallen ist ein wichtiges Vorhaben zur Stärkung der Schweizer Versorgungssicherheit.

I. Projektziele und Leistung.

Der geplante Windpark ist ein Gemeinschaftsprojekt des Energiekonzerns Axpo und der Stadt Wil. Das Gebiet Boxloo ist im kantonalen Richtplan St. Gallen als Windeignungsgebiet Nr. 31 ausgewiesen.

• Kernbeitrag (Winterstrom): Der zentrale Vorteil liegt in der Erzeugung von erneuerbarem Strom in der kalten Jahreszeit. Über 60 Prozent (ca. 66 %) der Jahresproduktion sollen in den Wintermonaten anfallen, wenn der Strom in der Schweiz am dringendsten benötigt wird.
• Leistungsdaten: Es sind drei Windturbinen geplant. Diese sollen jährlich rund 25 Millionen Kilowattstunden (GWh) Strom produzieren. Diese Menge entspricht dem durchschnittlichen Strombedarf von rund 5.000 Haushalten.

II. Entwicklungsphase und Messungen.

Das Projekt befindet sich aktuell in der Phase der Machbarkeitsprüfung und den technischen Vorprüfungen.

• Windmessmast: Im November 2025 soll ein rund 125 Meter hoher Windmessmast installiert werden, um die wirtschaftliche Machbarkeit zu bewerten.
• Datenerfassung: Die Messungen erfolgen für mindestens ein Jahr (12 bis 18 Monate) und umfassen präzise Windverhältnisse (Geschwindigkeit, Richtung, etc.). Parallel dazu werden mittels Ultraschall-Mikrofon Aufnahmen die Fledermausaktivitäten erfasst, da diese ein wichtiges Schutzinteresse darstellen.
• Zeitplan: Mit einem möglichen Baustart rechnet die Axpo nicht vor 2032.

III. Herausforderungen und Partizipation.

• Regionale Verankerung: Das Projekt folgt dem Grundsatz «Von der Region, für die Region». Die Standortgemeinden und die lokale Bevölkerung sollen die Möglichkeit erhalten, sich an einer Projektgesellschaft zu beteiligen und so direkt von den wirtschaftlichen Vorteilen des Windparks zu profitieren.
• Planungskonflikte: Trotz der Ausweisung als Eignungsgebiet müssen detaillierte Abklärungen zu ökologischen Konflikten (Fledermaus- und Vogelschutz, Waldrodung) sowie technischen Herausforderungen (Konflikte mit Instrumentenflugverfahren (IFP) der Skyguide und Richtfunkstrecken) vorgenommen werden.
• Akzeptanz: Die Bevölkerung muss aktiv einbezogen werden, um Bedenken hinsichtlich möglicher Auswirkungen auf Landschaft, Natur und Lärm transparent zu diskutieren.

Mehr zu Boxloo:
Windparks Schweiz: Beispiel Boxloo bei Wil im Kanton St. Gallen, 25 GWh grüner Strom für 5000 Haushalte. Regionale Verankerung unter dem Motto «Strom von der Region, für die Region».

Windparks Schweiz: Boxloo bei Wil.

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Windpark Wartau.

31.03.2025

I. Projektübersicht und Ziele.

Der Windpark Wartau ist ein wichtiges regionales Projekt im Kanton St. Gallen, das darauf abzielt, die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen zu reduzieren und einen bedeutenden Beitrag zur nachhaltigen Energieversorgung der Gemeinde Wartau zu leisten.

Standort: Der Windpark befindet sich im Gebiet „Rheinau“, das im kantonalen Richtplan St. Gallen aufgenommen wurde.

Betrieb: Geplant sind drei Windräder.

Leistung: Jedes Windrad soll eine Nennleistung von etwa 3 Megawatt (MW) aufweisen, was eine Gesamtleistung von 9 MW ergibt.

Versorgung: Der Windpark könnte bis zu 80 % des Stromverbrauchs der Gemeinde Wartau decken. Dies stärkt die regionale Energieunabhängigkeit.

II. Entwicklung und Zeitrahmen.

Das Projekt ist eine Gemeinschaftsinitiative der Elektro- und Wasserkorporation Wartau, der Ortsgemeinde, der politischen Gemeinde und der TBB Immobilien AG.

• Messkampagne: Die Eignung des Gebiets „Rheinau“ wurde durch eine über ein Jahr dauernde Messkampagne bestätigt.
• Finanzierung: Die Finanzierung erfolgt durch lokale Investoren der Gemeinde sowie durch Fördermittel des Bundes.
• Nächste Schritte: Vor Baubeginn müssen die Ortsbürger einem Baurechtsversprechen zustimmen. Das Baugesuch könnte, nach erfolgreichem Abschluss der Machbarkeitsstudie und der Umweltverträglichkeitsprüfung, 2027 eingereicht werden.
• Planungsfreigabe: Die Genehmigung der St. Galler Windenergie-Planung durch den Bund im Januar 2025 schafft eine wichtige planerische Grundlage für Investoren.

III. Herausforderungen und Vorteile.

Die Entwicklung des Windparks war mit mehreren Herausforderungen verbunden, die transparent adressiert werden:

• Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP): Eine umfassende UVP ist erforderlich, um potenzielle Auswirkungen wie Lärmbelastung, Schattenwurf (sogenannter „Disco-Effekt“) und Materialabrieb zu untersuchen und zu minimieren.
• Naturschutz: Besondere Unsicherheiten bestanden hinsichtlich potenzieller Auswirkungen auf die Vogelpopulationen, die durch Studien und Schutzmassnahmen berücksichtigt werden mussten.
• Bürgerbeteiligung: Da Windkraft oft polarisiert, ist die Bürgerbeteiligung entscheidend. Es wurden Informationsveranstaltungen abgehalten, um die Anwohner über das Projekt zu informieren und ihre Bedenken hinsichtlich der Auswirkungen auf die Landschaft und die Lebensqualität einzuholen.

Vorteile des Windparks:

Der Windpark Wartau wird die CO₂-Emissionen erheblich reduzieren, da Windkraft eine saubere Energiequelle ohne schädliche Emissionen ist. Zudem stärkt das Projekt die lokale Wirtschaft durch Investitionen und Arbeitsplätze und kann als Modellprojekt für andere Gemeinden dienen, die erneuerbare Energien nutzen wollen.

Mehr zu Windpark Wartau:
Windpark Wartau - Nennleistung 3 MW, Leistung von 9 MW, deckt 80 % des Stromverbrauchs der Gemeinde. Windpark reduzieret Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen und garantiert nachhaltige Energieversorgung.

Windpark Wartau.

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05.07.2025

Windkraft in Deutschland bis 2030 – werden die Ziele von 115’000 Megawatt übertroffen?

Die Windenergie an Land spielt eine zentrale Rolle für die Energiewende in Deutschland und die Erreichung der Klimaneutralität bis 2045. Um die ambitionierten Klimaziele zu erreichen, hat sich die Bundesregierung im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) von 2023 dazu bekannt, den Anteil erneuerbarer Energien im Stromsektor bis 2030 auf 80 % zu erhöhen. Ein spezifisches Ziel für die Windenergie an Land ist dabei eine installierte Leistung von 115 Gigawatt (GW) oder 115’000 Megawatt bis zum Jahr 2030. Langfristig ist ab 2040 eine installierte Leistung von 160 GW geplant.

Wo steht Deutschland aktuell?

Zum Jahresende 2024 waren laut Daten des Marktstammdatenregisters (MaStR) 28.766 Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung von 63’461 MW (63,5 GW) in Betrieb. Aktuellere Daten vom 7. Mai 2025 zeigen 28’796 Anlagen mit 64,6 GW in Betrieb. Das im EEG 2023 für 2024 vorgesehene Ziel von 69 GW wurde damit deutlich verfehlt.

Die Windkraft-Pipeline: Was ist zu erwarten?

Ob das Ziel von 115 GW bis 2030 erreicht wird, hängt stark von der sogenannten "Windkraft-Pipeline" ab – also den Projekten, die sich in den verschiedenen Phasen von der Planung über die Genehmigung bis zur Realisierung befinden. Die Goal100-Plattform, die diese Phasen systematisch erfasst, entwickelt auf Basis dieser Daten ein Prognoseszenario.

Laut der Prognose von Goal100 (Stand 31.12.2024) könnte die installierte Windenergieleistung in Deutschland bis 2030 voraussichtlich 118 GW erreichen. Dies würde das im EEG festgelegte Ausbauziel von 115 GW um etwa 2,6 Prozentpunkte übertreffen. Rund 60 % des erwarteten Bruttozubaus bis 2030 werden demnach durch Anlagen beigetragen, die sich bereits Ende 2024 in der Genehmigungs- oder Realisierungsphase befanden. Aktuell (Stand 7.5.2025) befinden sich laut Goal100 28,3 GW in der Realisierungsphase und 28,3 GW in der Genehmigungsphase. Insgesamt befinden sich laut einer anderen Angabe in den Quellen mehr als 50 GW an Kapazitäten in der Pipeline, die sich mindestens im Genehmigungsverfahren befinden.

Um diesen prognostizierten Ausbau zu erreichen, ist ein Bruttozubau von 67,6 GW bis 2030 nötig, unter Berücksichtigung erwarteter Stilllegungen von insgesamt 12,9 GW. Laut Prognoseszenario kann der Rückstand gegenüber dem geplanten Ausbaupfad, der durch Unterschreitungen der Ziele in den Vorjahren entstanden ist, bis 2028 ausgeglichen werden.

Positive Entwicklungen: Genehmigungen im Aufwind.

Ein wesentlicher Faktor, der zur positiven Prognose beiträgt, ist die beispiellose Entwicklung der Genehmigungszahlen im Jahr 2024. Rund 2’400 Anlagen mit gut 14’000 MW (14 GW) Leistung wurden bundesweit neu zugelassen – eine Steigerung um 85 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Dies ist das höchste Genehmigungsvolumen in der Geschichte des deutschen Windenergieausbaus an Land.

Trotz dieser Fülle an Neugenehmigungen ging die durchschnittliche Verfahrensdauer im Jahr 2024 in den meisten Ländern zurück. Im Bundesdurchschnitt dauerte ein Genehmigungsverfahren 23 Monate (Median 17 Monate), was gut zehn Prozent schneller war als 2023. Goal100 spricht sogar von einer Reduktion der durchschnittlichen Genehmigungsdauer um 20 Prozent auf 21 Monate bundesweit. Allerdings gibt es hier grosse regionale Unterschiede, und einige Länder verzeichnen längere Genehmigungszeiten.

Herausforderungen: Stilllegungen, Realisierung und Flächen.

Obwohl die Prognose optimistisch ist, ist die Erreichung des Ziels nicht garantiert. Es gibt weiterhin Herausforderungen:

Stilllegungen (Decommissioning).

Die Wirtschaftlichkeit ist ein wesentlicher Auslöser für Stilllegungen, insbesondere nach Auslaufen der 20-jährigen EEG-Vergütung. Ende 2024 hatten bereits 11,6 GW die EEG-Förderdauer überschritten; weitere 10,3 GW kommen bis 2030 hinzu. Im Jahr 2024 wurden 555 Anlagen mit 706 MW Leistung stillgelegt, was einem Anstieg um 19 Prozent gegenüber 2023 entspricht. Das Durchschnittsalter der 2024 stillgelegten Anlagen betrug 22,6 Jahre. Goal100 erwartet bis 2030 zusätzliche Stilllegungen in Höhe von 12,9 GW.

Realisierungsphase.

Im Gegensatz zu den Genehmigungen war der Zubau im Jahr 2024 rückläufig. Es wurden 635 Anlagen mit 3’251 MW brutto in Betrieb genommen, was einem Rückgang von 9 % gegenüber 2023 entspricht. Goal100 verzeichnet einen Rückgang von 3,5 GW (2023) auf 3,2 GW (2024), eine Reduktion um etwa 7 %. Die deutschlandweiten Realisierungsdauern sind leicht auf nunmehr 26 Monate angestiegen.

Flächenverfügbarkeit.

Um das Ziel von 115 GW zu erreichen, sind mittel- bis langfristig zwei Prozent der Bundesfläche für Windenergie an Land nötig. Derzeit sind aber nur etwa 0,8 Prozent der Bundesfläche ausgewiesen und sogar nur 0,5 Prozent tatsächlich verfügbar. Das Wind-an-Land-Gesetz legt verbindliche Flächenziele für die Bundesländer fest (1,4 % bis 2027 und 2 % bis 2032).

Netzausbau.

Der Ausbau muss mit dem Stromnetzausbau einhergehen, um den zunehmenden Stromtransport und die Integration neuer Anlagen zu ermöglichen.

Datenverfügbarkeit.

Eine flächendeckende, konsistente und zeitnahe Verfügbarkeit von Antrags- und Genehmigungsdaten aus allen Bundesländern ist entscheidend, um die Ausbaudynamik effektiv zu überwachen und zu steuern. Das Marktstammdatenregister enthält nicht alle Daten über den gesamten Prozess.

Regulatorische Änderungen.

Mögliche Änderungen der Landesgesetzgebung, wie in Nordrhein-Westfalen geschehen, könnten die Genehmigungspraxis beeinflussen und zu einer Reduzierung laufender Verfahren führen.

Aktuelle Entwicklung der Windkraft in Deutschland.

Im Jahr 2024 wurden 635 neue Anlagen mit einer Leistung von 3’251 MW brutto in Betrieb genommen. Davon entfielen 1’191 MW auf Repowering-Projekte. Gleichzeitig wurden im selben Zeitraum 555 Anlagen mit 706 MW stillgelegt. Dies führte zu einem Netto-Zubau von 80 Anlagen mit 2’545 MW. Der Brutto-Zubau im Jahr 2024 war damit geringer als 2023 (3’581 MW). Die Windenergie an Land war 2024 mit einem Anteil von 25,9 % der wichtigste Energieträger für die Stromerzeugung in Deutschland.

Dynamik in der Genehmigungsphase: Ein Rekordjahr 2024.

Eine herausragende Entwicklung im Jahr 2024 war der beispiellose Anstieg der Genehmigungszahlen. Bundesweit wurden rund 2’405 Anlagen mit über 14’000 MW (14 GW) neu genehmigt. Dies stellt das höchste Genehmigungsvolumen in der Geschichte des deutschen Windenergieausbaus dar und bedeutet eine signifikante Steigerung von 85 Prozent gegenüber 2023. Knapp 30 Prozent der genehmigten Leistung entfielen allein auf Nordrhein-Westfalen (4’044 MW).

Trotz der gestiegenen Antragszahlen verkürzte sich die durchschnittliche Genehmigungsdauer. Im Bundesdurchschnitt dauerte ein Verfahren im Jahr 2024 23 Monate (Median 17 Monate), was etwa zehn Prozent schneller war als 2023 (26,1 Monate Median 22,4 Monate). Laut Goal100 reduzierte sich die durchschnittliche Genehmigungsdauer sogar um 20 Prozent auf 21 Monate. Diese Entwicklung wird auf den Abbau von Bürokratie und Effizienzsteigerungen zurückgeführt. Es gibt jedoch weiterhin grosse regionale Unterschiede bei den Genehmigungsdauern.

Die Pipeline: Was ist in Vorbereitung?

Die sogenannte "Windkraft-Pipeline" umfasst Projekte in verschiedenen Stadien. Laut Goal100 (Stand 7. Mai 2025) befinden sich aktuell 28,3 GW in der Realisierungsphase und 28,3 GW in der Genehmigungsphase. Insgesamt mehr als 50 GW an Kapazitäten befinden sich laut Goal100 mindestens im Genehmigungsverfahren. Zum Jahreswechsel 2024/2025 waren laut MaStR rund 24,9 GW an genehmigten, aber noch nicht in Betrieb genommenen Anlagen erfasst.

Prognose bis 2030: Zielerreichung in Sicht?

Goal100 prognostiziert auf Basis der aktuellen Dynamik und der Pipeline (Stand 31.12.2024), dass die installierte Windenergieleistung in Deutschland bis 2030 voraussichtlich 118 GW erreichen könnte. Dies würde das EEG-Ziel von 115 GW um etwa 2,6 Prozentpunkte übertreffen. Um dies zu erreichen, ist ein Bruttozubau von 67,6 GW bis 2030 nötig, der die erwarteten Stilllegungen von insgesamt 12,9 GW berücksichtigt. Laut Prognose könnte der Rückstand gegenüber dem geplanten Ausbaupfad, der durch die Unterschreitungen der Ziele in den Vorjahren entstanden ist, bis 2028 ausgeglichen werden.

Trotz der Hürden signalisieren die hohen Genehmigungszahlen 2024 und die verkürzten Genehmigungsdauern eine verbesserte Dynamik. Die "Windkraft-Pipeline" ist gut gefüllt und die Prognose bis 2030 ist optimistisch. Um das Ziel von 115 GW sicher zu erreichen, ist es entscheidend, das hohe Tempo bei den Genehmigungen beizubehalten und die Herausforderungen in der Realisierungsphase sowie die Thematik der Stilllegungen aktiv anzugehen. Dies erfordert weiterhin konsequentes Handeln, Planungssicherheit für alle Akteure und eine Verbesserung der Datenlage, um den Prozess effektiv zu steuern.

Planungsphase Windkraft.

Die entscheidende erste Phase betrifft eine umfassende Planung. Wenn über den Ausbau der Windenergie an Land gesprochen wird, stehen oft die Genehmigungsverfahren und der tatsächliche Bau ("Realisierungsphase") im Vordergrund. Doch bevor überhaupt ein Antrag gestellt oder eine Genehmigung erteilt werden kann, durchläuft jedes Windenergieprojekt eine entscheidende erste Stufe: die Planungsphase. Die Planung von Windenergieanlagen ist ein langwieriger und komplexer Prozess. Sie bildet das Fundament für alle nachfolgenden Schritte, von der Genehmigung über die Umsetzung und den Bau bis zum Anschluss an das Stromnetz und schliesslich dem Betrieb der Anlage. Der gesamte Prozess von der Planung bis zur Inbetriebnahme dauert in Deutschland aktuell etwa 7 Jahre, wobei es grosse regionale Unterschiede gibt.

Was genau passiert in der Planungsphase?

Die Planungsphase, auch als Phase 1 bezeichnet, umfasst mehrere kritische Schritte.

Standortprüfung.

Zunächst wird festgestellt, ob ein potenzieller Standort die notwendigen rechtlichen, technischen und örtlichen Anforderungen erfüllt.

Regionale und bauliche Planung.

Hierzu gehören Aspekte der Regional- und Bauleitplanung, die durch übergeordnete Vorgaben wie Konzentrationszonenpläne beeinflusst werden.

Windhöffigkeit.

Die Eignung des Standorts hinsichtlich des durchschnittlichen Windaufkommens (Windhöffigkeit) wird bewertet.

Grobkonzept.

Ein vorläufiges Konzept der geplanten Anlage(n) wird erstellt.

Flächensicherung.

Die für das Projekt erforderliche Fläche muss gesichert werden.

Gutachtenerstellung und Detailkonzipierung.

Dies ist ein umfangreicher Teil der Planungsphase und beinhaltet die Erstellung verschiedenster Gutachten und detaillierter Pläne. Dazu zählen beispielsweise Pläne zur Landschaftspflege, Untersuchungen zu Natur- und Artenschutzthemen, Immissionsschutzgutachten und die detaillierte technische Konzipierung der Anlagen. Diese Phase erfordert eine sorgfältige Vorbereitung, da hier die Grundlagen für die Umweltverträglichkeitsprüfung und andere Prüfungen im späteren Genehmigungsverfahren gelegt werden.

Planungsrahmen: Wo darf überhaupt geplant werden?

Die projektbezogene Planung ist eng mit der übergeordneten Flächenplanung auf kommunaler und regionaler Ebene verknüpft. Die Gemeinden können im Rahmen ihrer Bauleitplanung festlegen, wo Windenergieanlagen errichtet werden dürfen, oft durch die Ausweisung sogenannter Konzentrationszonen. Ausserhalb dieser Zonen ist die Errichtung von Windenergieanlagen dann in der Regel ausgeschlossen. Dabei muss die Planung einem schlüssigen Gesamtkonzept folgen, das sich auf den gesamten Aussenbereich erstreckt. Ein wichtiger Aspekt dabei ist die korrekte Unterscheidung zwischen "harten" und "weichen" Tabuzonen.

Harte Tabuzonen sind Bereiche, die aus tatsächlichen oder rechtlichen Gründen schlechthin ungeeignet für Windenergie sind und daher einer Abwägung entzogen sind. Weiche Tabuzonen sind Bereiche, in denen die Gemeinde die Errichtung von Anlagen aus städtebaulichen Gründen von vornherein ausschliessen will, die aber grundsätzlich einer Abwägung zugänglich sind. Die Gemeinde muss die Entscheidung für weiche Tabuzonen begründen und offenlegen. Ein Beispiel: Wald ist laut Rechtsprechung kein hartes Tabukriterium, auch wenn eine Gemeinde Wälder aus sachlichen Gründen (z.B. Belange des Wald- und Naturschutzes) von der Nutzung ausschliessen darf. Das Ziel der Flächenplanung ist es, der Windenergie auf geeigneten Standorten substanziell Raum zu verschaffen. Das Fehlen einer korrekten Unterscheidung zwischen harten und weichen Tabuzonen kann zur Unwirksamkeit eines Plans führen.

Neue Gesetze wie das Windenergieflächenbedarfsgesetz (WindBG) zielen darauf ab, die Flächenverfügbarkeit für Windenergie an Land zu erhöhen und die Planungsmethodik zu vereinfachen. Es legt erstmals verbindliche Flächenziele für die Bundesländer fest (z.B. 1,4 % der Bundesfläche bis 2027 und 2 % bis 2032).

Neben den komplexen rechtlichen und technischen Anforderungen stellt auch die Akzeptanz in der Bevölkerung eine wichtige Herausforderung dar. Widerstand vor Ort kann zu Verzögerungen oder gar zum Scheitern von Projekten führen, da er oft zu Einwendungen und Klagen führt, die den Prozess verlängern und Projekte verteuern. Eine weitere, für die Überwachung des Ausbaus relevante Herausforderung, ist die schlechte Datenlage zur Planungsphase selbst. Plattformen wie Goal100, die den Ausbau von Windenergieprojekten über verschiedene Phasen hinweg verfolgen, weisen darauf hin, dass Daten zu Windenergieanlagen, die gerade in die Planungsphase eintreten oder sich darin befinden (z.B. Antragsdatum für die erste Planungsstufe), nicht öffentlich zugänglich sind und daher in Prognosen nur eingeschränkt oder gar nicht berücksichtigt werden können. Dies erschwert eine frühzeitige und umfassende Steuerung des Ausbaus.

Vom Plan zum Antrag.

Das Ergebnis der sorgfältigen Planung ist ein ausgereiftes Projektkonzept, das die Grundlage für den Antrag auf Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) bildet. Mit der Einreichung dieses Antrags beginnt dann formal die nächste Stufe: die Genehmigungsphase. Daten zu diesen beantragten Projekten ("beantragte Leistung") sind verfügbar, aber die Details der vorausgehenden Planungsarbeit bleiben oft im Verborgenen.

Genehmigungsphase.

Nachdem in der Planungsphase die Grundlagen für ein Windenergieprojekt gelegt wurden – passende Standorte identifiziert, technische Konzepte erstellt und erste Gutachten vorbereitet – tritt das Projekt in die nächste entscheidende Stufe ein: die Genehmigungsphase. Diese Phase, oft auch als Phase 2 bezeichnet, ist das Herzstück des rechtlichen Prüfprozesses und entscheidet massgeblich über die Realisierbarkeit eines Vorhabens.

Der gesamte Prozess von der ersten Planung bis zur Inbetriebnahme einer Windenergieanlage an Land ist langwierig und komplex und dauert in Deutschland aktuell durchschnittlich etwa 7 Jahre, mit erheblichen regionalen Unterschieden. Die Genehmigungsphase selbst ist dabei ein zentraler, wenn auch oft zeitraubender Abschnitt.

Was passiert in der Genehmigungsphase?

Die Hauptaufgabe in der Genehmigungsphase ist die Prüfung der rechtlichen Zulässigkeit des geplanten Windenergieprojekts. Dies geschieht in der Regel im Rahmen eines Genehmigungsverfahrens nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG). Ziel des BImSchG-Verfahrens ist es unter anderem, schädliche Umwelteinwirkungen zu vermeiden.

Wesentliche Schritte und Elemente dieser Phase sind:

• Die Antragstellung: Der Projektierer reicht den förmlichen oder vereinfachten Antrag bei der zuständigen Behörde ein.
• Die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP): Hier wird untersucht, wie sich das Vorhaben auf die Umwelt auswirkt. Dies beinhaltet oft eine Vorprüfung.
• Die Beteiligung von Fachbehörden, Trägern öffentlicher Belange (TÖB) und der Öffentlichkeit: Verschiedene Experten, Organisationen und die betroffene Bevölkerung haben die Möglichkeit, Stellungnahmen abzugeben und Bedenken zu äussern.
• Dieses Verfahren erfordert die Erfüllung einer Vielzahl von Anforderungen, einschliesslich solcher aus dem Natur- und Artenschutzrecht.

Das Jahr 2024 brachte einen bemerkenswerten Aufschwung in dieser Phase. Es wurde eine beispiellose Anzahl neuer Genehmigungen für Windenergieanlagen erteilt. Bundesweit erhielten 2.405 Anlagen mit einer Gesamtleistung von 14.056 MW eine Genehmigung. Dies entspricht einer Steigerung von 85 Prozent gegenüber dem Vorjahr (andere Quellen nennen +82,8%). Diese genehmigte Leistung von fast 14 GW im Jahr 2024 stellt einen historischen Höchststand dar.

Parallel dazu gab es eine positive Entwicklung bei der Verfahrensdauer. Trotz der hohen Anzahl an Genehmigungen ging die durchschnittliche Verfahrensdauer bundesweit zurück. Im Jahr 2024 betrug die durchschnittliche Genehmigungsdauer 23,1 Monate (Median 17 Monate), eine Reduzierung gegenüber den 26,1 Monaten im Jahr 2023.

Regionale Unterschiede bei Genehmigungen.

Die Verteilung der Genehmigungen variiert stark zwischen den Bundesländern. Im Jahr 2024 führte Nordrhein-Westfalen das Ranking mit 3.994 MW neu genehmigter Leistung an, gefolgt von Niedersachsen mit 2.176 MW und Brandenburg mit 1.462 MW. Die südliche Region Deutschlands (Teile von Bayern und Rheinland-Pfalz) erhielt Genehmigungen für 1.388 MW aus 232 Anlagen.

Auch bei den Genehmigungsdauern gibt es regionale Unterschiede. Brandenburg verzeichnete beispielsweise nur einen minimalen Rückgang und hatte nach aktuellen Daten die längsten Genehmigungszeiten aller Bundesländer. Hessen hingegen konnte seine Genehmigungsdauern zwischen 2023 und 2024 um 35 % reduzieren, was die stärkste absolute Verkürzung bundesweit war.

Datenlage und Transparenz.

Informationen über erteilte Genehmigungen für Windenergieanlagen werden zentral im Marktstammdatenregister (MaStR) der Bundesnetzagentur erfasst. Anlagen müssen dort nach Erhalt der Genehmigung registriert werden. Das MaStR ist öffentlich zugänglich und liefert Daten zu registrierten Anlagen, einschliesslich des Datums der Registrierung, Inbetriebnahme oder Stilllegung.

Allerdings liefert das MaStR keine Informationen zu Anlagen, die sich aktuell im Genehmigungsverfahren befinden. Die Genehmigungspraxis ist stark dezentralisiert und liegt bei den Vollzugsbehörden der Länder. Eine zentrale, öffentlich einsehbare Stelle für Informationen über laufende Genehmigungsverfahren (das "Antragsgeschehen") existiert bisher nicht. Plattformen wie Goal100 versuchen, diese Lücke zu schliessen, indem sie Daten zu beantragten Projekten bei den Umweltämtern der Länder abfragen. Die Verfügbarkeit dieser Daten ist jedoch von Bundesland zu Bundesland unterschiedlich und oft quartalsweise. Zum jetzigen Zeitpunkt liegen für das "Antragsgeschehen" nur Daten aus 9 Bundesländern vor.

Herausforderungen und Ausblick.

Trotz des positiven Trends bei den Genehmigungszahlen und -dauern im Jahr 2024, bleiben Herausforderungen bestehen. Die Akzeptanz in der Bevölkerung ist weiterhin entscheidend, da Widerstand vor Ort zu Einwendungen und Klagen führen kann, die den Prozess verlängern und Projekte verteuern. Darüber hinaus könnte der jüngste "Genehmigungsboom" in einigen Bundesländern auch auf den Abbau von bestehenden Antrags-Rückstaus zurückzuführen sein. Um das hohe Niveau der Genehmigungen aufrechtzuerhalten, ist es daher notwendig, dass auch weiterhin ausreichend neue Projekte in die Genehmigungsphase eintreten – das "Antragsgeschehen" muss ebenfalls auf hohem Niveau bleiben oder steigen. Die Verbesserung der Datenlage zum Antragsgeschehen ist dabei wichtig für eine bessere Prognose und Steuerung des Ausbaus.

Am Anfang des Jahres 2025 gab es bereits rund 4.400 im MaStR registrierte, genehmigte Windenergieanlagen mit fast 25 GW Leistung, die noch nicht in Betrieb genommen waren. Davon hatten über 2.800 Anlagen mit 16.2 GW Leistung einen gültigen Zuschlag aus den Ausschreibungen. Diese "Windkraft-Pipeline" an genehmigten Projekten ist das notwendige Reservoir für den zukünftigen Ausbau.

Die Realisierungsphase.

Windkraft in Deutschland: Phase 3 – Von der Genehmigung zum laufenden Betrieb (Die Realisierung).

Nachdem in der Planungsphase die Standorte identifiziert und technische Konzepte entwickelt wurden und in der Genehmigungsphase die rechtliche Zulässigkeit nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) geprüft und festgestellt wurde, tritt ein Windenergieprojekt in Deutschland in die entscheidende Phase der Realisierung ein. Dies ist die dritte Hauptstufe im Prozess, die den eigentlichen Bau und die Inbetriebnahme der Windenergieanlage umfasst. Der gesamte Prozess von der ersten Planung bis zur Inbetriebnahme einer Windenergieanlage an Land ist langwierig und komplex und dauert in Deutschland aktuell durchschnittlich etwa 7 Jahre. Die Realisierungsphase ist dabei ein wesentlicher Bestandteil dieses Zeitraums.

Was bedeutet Realisierung bei Windenergie?

Die Realisierungsphase beginnt typischerweise nach der Erteilung der immissionsschutzrechtlichen Genehmigung. Sie umfasst alle Schritte, die notwendig sind, um die geplante Windenergieanlage tatsächlich zu errichten und ans Stromnetz anzuschliessen. Dazu gehören unter anderem:

• Finanzierung und Beauftragung: Sicherung der notwendigen Investitionen (oft nach erfolgreicher Teilnahme an den EEG-Ausschreibungen der Bundesnetzagentur) und Beauftragung der Hersteller und Baufirmen.
• Detailplanung und Vorbereitung: Erstellung finaler Baupläne, Vorbereitung der Baustelle, Einrichtung von Zufahrtswegen und Lagerflächen.
• Bau der Fundamente: Errichtung des notwendigen Unterbaus für den Turm.
• Turmaufbau: Segmentweiser Aufbau des Windradturms.
• Montage von Gondel und Rotor: Heben und Montieren der Gondel (mit Generator und Technik) und anschliessend der Rotorblätter.
• Interner und externer Ausbau: Installation der elektrischen Komponenten, Steuerungstechnik und Anbindung an das interne und externe Stromnetz.
• Inbetriebnahme und Übergabe: Prüfung der Anlage, Testläufe und schliesslich die offizielle Inbetriebnahme, nach der Strom erzeugt wird. Die Anlage muss dann im Marktstammdatenregister (MaStR) registriert werden.

Die Realisierung eines Projekts ist für jede Windenergieanlage individuell und kann sich je nach Bundesland oder anlagenspezifischen Faktoren unterscheiden, z.B. ob es sich um ein Repowering handelt.

Die Realisierungsdauer: Wie lange dauert es von Genehmigung bis Inbetriebnahme?

Der Zeitraum von der Erteilung der (Erst-)Genehmigung bis zur Inbetriebnahme wird als Realisierungsdauer bezeichnet. Diese Dauer ist in den Jahren von 2011 bis 2017 kontinuierlich angewachsen. Nach Daten aus dem Marktstammdatenregister und eigenen Recherchen lag die durchschnittliche Realisierungsdauer im Jahr 2024 bei rund 26,6 Monaten, was einen leichten Anstieg im Vergleich zum Vorjahr (26.2 Monate) bedeutet. Es gibt jedoch grosse regionale Unterschiede. Während einige Bundesländer wie Rheinland-Pfalz, Schleswig-Holstein und Mecklenburg-Vorpommern signifikant kürzere Realisierungszeiten aufweisen, verzeichneten Brandenburg und Nordrhein-Westfalen einen deutlichen Anstieg.

Status im Jahr 2024: Inbetriebnahme und Zubau.

Im Jahr 2024 wurden in Deutschland 635 Windenergieanlagen an Land mit einer elektrischen Gesamtleistung von 3.251 MW in Betrieb genommen (Brutto-Zubau). Nach Abzug der Stilllegungen (555 Anlagen, 706 MW) ergab sich ein Nettozuwachs von 2.545 MW bzw. 80 Anlagen. Dieser Brutto-Zubau von 3.251 MW im Jahr 2024 entsprach einer Reduktion von 9 Prozent im Vergleich zum Zubau im Jahr 2023 (3.581 MW). Im Goal100 Windreport wird eine Reduktion von etwa 7% genannt (3,2 GW in 2024 vs 3,5 GW in 2023).

Regional betrachtet, ging nahezu jedes vierte Megawatt, das 2024 installiert wurde, in Nordrhein-Westfalen ans Netz (748 MW). Es folgten Niedersachsen (673 MW) und Schleswig-Holstein (574 MW). Die Südregion verzeichnete 65 Neuanlagen mit 333 MW Leistung.

Repowering: Ein wichtiger Teil der Realisierung.

Ein signifikanter Anteil des Zubaus im Jahr 2024 stammte aus sogenannten Repowering-Projekten. Beim Repowering werden ältere, oft weniger leistungsstarke Anlagen durch neuere, effizientere Modelle ersetzt. Mehr als ein Drittel (37%) der 2024 neu installierten Leistung (1.191 MW aus 224 Anlagen) erfolgte im Rahmen von Repowering. Repowering lohnt sich insbesondere, wenn die feste EEG-Einspeisevergütung für ältere Anlagen nach 20 Jahren endet und ein Weiterbetrieb unwirtschaftlich wird. Die meisten Repowering-Projekte wurden 2024 in Niedersachsen (387 MW), Schleswig-Holstein (225 MW) und Nordrhein-Westfalen (218 MW) realisiert.

Die "Windkraft-Pipeline" für die Realisierung.

Obwohl der Brutto-Zubau 2024 im Vergleich zum Vorjahr zurückging, gab es 2024 eine beispiellose Anzahl neuer Genehmigungen. Zu Beginn des Jahres 2025 waren laut Marktstammdatenregister rund 4.400 immissionsschutzrechtlich genehmigte Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung von 24,9 GW registriert, die noch nicht in Betrieb genommen waren. Davon hatten rund 2.870 Anlagen (16,2 GW) einen gültigen Zuschlag aus einer Ausschreibung erhalten.

Diese grosse Anzahl genehmigter, aber noch nicht realisierter Projekte bildet die sogenannte "Windkraft-Pipeline". Fast 14 GW sind allein 2024 in die Realisierungsphase eingetreten. Dieses Reservoir ist entscheidend für den zukünftigen Ausbau und lässt hoffen, dass sich die Zubauzahlen in den kommenden Jahren wieder erhöhen könnten, um das Ziel von 115 GW installierter Leistung bis 2030 zu erreichen.

Herausforderungen in der Realisierungsphase.

Die Realisierungsphase ist nicht ohne Herausforderungen. Selbst mit einer Genehmigung können verschiedene Faktoren den Bau und die Inbetriebnahme verzögern oder verteuern:

• Lieferketten: Globale Lieferketten können von disruptiven Ereignissen und Engpässen betroffen sein, was zu Verzögerungen bei der Lieferung von Anlagenteilen führen kann.
• Transport und Logistik: Der Transport der immer grösser werdenden Anlagenteile erfordert komplexe Logistik und kann durch Vorschriften blockiert oder verlangsamt werden.
• Fachkräfte: Die Verfügbarkeit von qualifiziertem Personal für Bau und Montage kann limitierend sein [implied by complexity and duration].
• Netzanschluss: Der rechtzeitige Anschluss der Anlagen an das Stromnetz ist essenziell, aber kann aufgrund von Engpässen im Netzausbau eine Herausforderung darstellen.
• Akzeptanz: Obwohl die Genehmigung erteilt ist, kann anhaltender lokaler Widerstand weiterhin zu Problemen führen, z.B. bei Zuwegungen oder während der Bauarbeiten.

Die leicht gestiegenen Realisierungsdauern im Jahr 2024, trotz der Rekordzahl an neuen Genehmigungen, könnten ein Hinweis darauf sein, dass Herausforderungen in der Bau- und Logistikphase bestehen.

Ausblick.

Die Realisierungsphase ist der Übergang von der Planung und Genehmigung zum physischen Betrieb der Anlage. Während der Zubau im Jahr 2024 einen leichten Rückgang verzeichnete, bilden die rekordhohen Genehmigungszahlen eine vielversprechende Pipeline für die kommenden Jahre. Die Bewältigung der logistischen, personellen und netztechnischen Herausforderungen in der Realisierungsphase wird entscheidend sein, um die prognostizierte Dynamik aufrechtzuerhalten und die ambitionierten Ausbauziele für die Windenergie an Land in Deutschland zu erreichen.

Die Betriebsphase.

Windkraft in Deutschland: Phase 4 – Der Wind dreht sich für sauberen Strom (Der Betrieb).

Wir haben in den vorherigen Beiträgen die komplexen Schritte der Planungsphase, der Genehmigungsphase und der Realisierungsphase von Windenergieprojekten an Land in Deutschland beleuchtet. Nachdem eine Windenergieanlage erfolgreich genehmigt, gebaut und ans Stromnetz angeschlossen wurde – ein Prozess, der insgesamt durchschnittlich etwa 7 Jahre dauert – beginnt die eigentliche Kernaufgabe: die Betriebsphase. Dies ist die Phase, in der die Anlage sauberen Strom erzeugt und zur Energiewende beiträgt.

Was bedeutet die Betriebsphase?

Die Betriebsphase umfasst den gesamten Zeitraum, in dem eine Windenergieanlage Strom produziert. Sie beginnt mit der offiziellen Inbetriebnahme nach erfolgreicher Errichtung und Prüfung. Während dieser Phase fallen typischerweise Wartungs-, Inspektions- und Reparaturarbeiten an. Die Anlage speist den erzeugten Strom ins Netz ein und wird dafür vergütet, heute oft über Auktionen im Rahmen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG).

Der aktuelle Anlagenpark: Status Ende 2024 / Anfang 2025.

Der Anlagenbestand in Deutschland gibt einen Überblick darüber, welche Kapazitäten derzeit in Betrieb sind:

• Gesamtbestand: Ende 2024 waren nach Daten des Marktstammdatenregisters (MaStR) 28.766 Windenergieanlagen an Land mit einer elektrischen Gesamtleistung von 63,5 GW in Betrieb. Anfang Mai 2025 lag die Zahl laut Goal100 bei 28.796 Anlagen mit 64,6 GW Leistung.
• Anlagengrösse: Die durchschnittliche Generatorleistung aller Bestandsanlagen beträgt 2,21 MW. Dies ist weniger als die Hälfte dessen, was heutige Neuanlagen leisten, die 2024 eine durchschnittliche Generatorleistung von 5,12 MW aufwiesen. Die durchschnittliche Gesamthöhe des Bestands lag Ende 2024 bei 144 Metern, während die 2024 installierten Anlagen im Schnitt 216 Meter hoch waren.
• Regionale Verteilung: Die installierte Leistung verteilt sich unterschiedlich über die Bundesländer. Bei der Installationsdichte (Leistung pro Fläche) zeigen sich ebenfalls grosse Unterschiede. Flächenländer wie Bayern weisen mit 38 kW/km² eine der geringsten Dichten auf, während dicht besiedelte Länder wie Nordrhein-Westfalen (228 kW/km²) oder Küstenländer wie Schleswig-Holstein (568 kW/km²) und insbesondere einzelne Kreise wie Dithmarschen (1.640 kW/km²) oder Nordfriesland (1.183 kW/km²) deutlich höhere Werte haben.

Stromerzeugung und Marktwerte im Jahr 2024.

Die Hauptaufgabe der in Betrieb befindlichen Anlagen ist die Stromerzeugung:

• Erzeugungsmenge: Im Jahr 2024 erzeugten die Windenergieanlagen an Land bundesweit fast 112 Milliarden Kilowattstunden (kWh) Strom (111,9 TWh).
• Bedeutung im Strommix: Die Windenergie an Land war 2024 mit einem Anteil von 25,9 Prozent - wie schon im Vorjahr - der wichtigste Energieträger der Stromerzeugung in Deutschland. Der Anteil erneuerbarer Energien an der nationalen Stromerzeugung stieg insgesamt auf 59 Prozent.
• Trend: Die Einspeisung aus Windenergie an Land ging 2024 im Vergleich zum Vorjahr um 5,8 Prozent zurück. Dies lag laut Quelle unter anderem daran, dass 2023 ein herausragend gutes Windjahr war, während 2024 unterdurchschnittlich blieb.
• Marktwerte: Die Monatsmarktwerte für Strom aus Windenergie an Land sind 2024 weiter gesunken. Nach Rekordwerten 2022 (19,32 ct/kWh) halbierten sie sich 2023 (7,62 ct/kWh) und sanken 2024 weiter auf einen Jahresmarktwert von 6,29 ct/kWh, den niedrigsten Wert der letzten vier Jahre.

Das Alter des Anlagenparks und das Ende der Betriebsphase.

Die Betriebsphase ist nicht unendlich. Windenergieanlagen haben eine technische und wirtschaftliche Lebensdauer.

• Durchschnittsalter: Ende 2024 betrug das rechnerische Durchschnittsalter des bundesdeutschen Anlagenparks 15,2 Jahre. Über die Hälfte des Bestands ist seit mindestens 15 Jahren in Betrieb.
• Auslaufen der EEG-Förderung: Ein wesentlicher Faktor, der über das Ende der Betriebsphase entscheidet, ist das Auslaufen der festen EEG-Einspeisevergütung, die in der Regel nach 20 Jahren endet. Für viele ältere Anlagen ist ein Weiterbetrieb ohne diese Förderung unwirtschaftlich.
• "Ausgeförderte" Kapazität: Ende 2024 waren bereits 11,6 GW installierter Leistung an Windenergie an Land in Betrieb, die ihre 20-jährige EEG-Förderdauer überschritten hatten. Bis 2030 werden weitere 10,3 GW hinzukommen. Für insgesamt etwa 22 GW Leistung stellt sich bis 2030 die Frage, was nach dem Förderende geschieht.
• Entscheidungen am Lebensende: Nach Auslaufen der Förderung muss der Betreiber entscheiden, ob eine Stilllegung erfolgt, ein Weiterbetrieb zu Marktbedingungen wirtschaftlich ist oder ob ein Repowering durchgeführt wird.

Stilllegung und Repowering: Der Übergang in die nächste Phase.

Das Ende der Betriebsphase einer Anlage führt oft zur Stilllegung, kann aber auch durch Repowering zu neuem Betrieb an demselben Standort führen:

• Stilllegungen 2024: Im Jahr 2024 wurden 555 Anlagen mit 706 MW Gesamtleistung als endgültig stillgelegt gemeldet. Das Durchschnittsalter dieser Anlagen betrug 22,6 Jahre.
• Repowering: Beim Repowering werden ältere Anlagen durch leistungsstärkere, modernere Modelle ersetzt. Dies ist ein wichtiger Prozess, da er die Stromproduktion vervielfachen kann und etablierte, oft akzeptierte Standorte nutzt. Auch infrastrukturelle Vorteile (Zuwegung) und geringere optische Effekte durch moderne Technologie sind Vorteile.
• Bedeutung von Repowering 2024: Mehr als ein Drittel (37 %) der 2024 neu installierten Leistung stammte aus Repowering-Projekten (1.191 MW aus 224 Anlagen). Die meisten Repowering-Projekte wurden in Niedersachsen, Schleswig-Holstein und Nordrhein-Westfalen realisiert.
• Stilllegungsprognose: Laut einer Analyse von Goal100 sind bis 2030 zusätzliche Stilllegungen in Höhe von 12,9 GW zu erwarten.

Ausblick.

Die Betriebsphase ist das Herzstück der Windenergienutzung. Die aktuellen Anlagen leisten bereits einen bedeutenden Beitrag zur Stromversorgung in Deutschland. Allerdings steht ein grosser Teil des Bestands in den kommenden Jahren vor dem Ende seiner EEG-Förderung. Das Management des Übergangs von der Betriebsphase zur Stilllegung oder, idealerweise, zum Repowering, wird entscheidend sein, um die installierte Kapazität nicht nur zu erhalten, sondern auch signifikant zu steigern. Die Entscheidung für Stilllegung, Weiterbetrieb oder Repowering hängt von technischen, wirtschaftlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen ab. Die hohe Zahl an "ausgeförderten" Anlagen bedeutet, dass Repowering ein immer wichtigerer Treiber für den Windenergieausbau wird.

Damit schliesst sich der Kreislauf der Windenergienutzung – von der ersten Idee über Planung, Genehmigung, Realisierung und Betrieb bis hin zum Ende der Lebensdauer, das oft den Beginn eines neuen Projektzyklus durch Repowering einläutet.

Die Stilllegung, Repowering.

Windkraft in Deutschland: Phase 5 – Das Ende und der Neubeginn (Stilllegung und Repowering).

Nachdem wir die Phasen der Planung, Genehmigung, Realisierung und des Betriebs von Windenergieanlagen an Land in Deutschland betrachtet haben, erreichen die Anlagen nach vielen Jahren der Stromproduktion unweigerlich das Ende ihrer Lebensdauer oder ihrer wirtschaftlichen Rentabilität. Dies führt zur Stilllegung oder idealerweise zum Repowering – einem entscheidenden Schritt für die Zukunftsfähigkeit der Windenergie.

Das Ende der Betriebsphase: Alter und Auslaufen der Förderung.

Windenergieanlagen haben eine technische und wirtschaftliche Lebensdauer. Ein wesentlicher Faktor, der über das Ende der Betriebsphase entscheidet, ist das Auslaufen der festen EEG-Einspeisevergütung, die in der Regel nach 20 Jahren endet. Ein Weiterbetrieb ohne diese Förderung kann für viele ältere Anlagen unwirtschaftlich werden.

Der deutsche Anlagenpark wird zunehmend älter. Ende 2024 betrug das rechnerische Durchschnittsalter der Anlagen 15,2 Jahre. Über die Hälfte des Bestands ist seit mindestens 15 Jahren in Betrieb. Rund 10.800 Anlagen sind bereits älter als 20 Jahre. Ende 2024 waren bereits 11,6 GW installierter Leistung an Windenergie an Land in Betrieb, die ihre 20-jährige EEG-Förderdauer überschritten hatten und seit dem 1.1.2025 keinen Vergütungsanspruch nach dem EEG mehr haben (basierend auf Installationen bis 2004). Bis 2030 werden weitere 10,3 GW hinzukommen. Das bedeutet, dass sich für insgesamt etwa 22 GW Leistung bis 2030 die Frage stellt, was nach dem Förderende geschieht.

Die Altersstruktur des Anlagenparks und der Anteil der Anlagen, deren Förderung ausläuft, unterscheidet sich regional stark. Im Freistaat Sachsen weisen die Windenergieanlagen das höchste Durchschnittsalter (Ø 20,1 Jahre) auf. In Sachsen verlieren bis Ende 2029 60 Prozent der installierten Leistung ihren Vergütungsanspruch nach dem EEG. In Sachsen-Anhalt erreicht mehr als die Hälfte (53 %) bis dahin das Förderende. Länder wie das Saarland (Ø 10,8 Jahre) und Bayern (12,7 Jahre) betreiben hingegen jüngere Anlagenparks.

Nach Ablauf der Förderung muss der Betreiber entscheiden, ob eine Stilllegung erfolgt, ein Weiterbetrieb zu Marktbedingungen wirtschaftlich ist oder ob ein Repowering durchgeführt wird.

Stilllegung: Das Ende der Fahnenstange.

Stilllegung bezeichnet den Prozess, bei dem eine Windenergieanlage endgültig ausser Betrieb genommen und zurückgebaut wird. Im Jahr 2024 wurden 555 Anlagen mit 706 MW Gesamtleistung als endgültig stillgelegt gemeldet. Das war ein Anstieg um 19 Prozent bei der Leistung im Vergleich zu 2023. Das Durchschnittsalter der 2024 stillgelegten Anlagen betrug 22,6 Betriebsjahre. Die kürzeste Betriebsphase einer 2024 stillgelegten Anlage dauerte knapp neun Jahre, die längste erstreckte sich über 33 Jahre.

Die meisten Stilllegungen im Jahr 2024 gab es in Niedersachsen (171 WEA, 255 MW), gefolgt von Nordrhein-Westfalen (119 WEA, 124 MW) und Schleswig-Holstein (70 WEA, 108 MW). In der Dekade von 2015 bis 2024 wurden insgesamt rund 2.850 Windenergieanlagen mit 3,4 GW Leistung zurückgebaut. Die meiste Leistung ging in dieser Zeit in Niedersachsen (1.069 MW) dauerhaft ausser Betrieb, gefolgt von Schleswig-Holstein (797 MW) und Nordrhein-Westfalen (435 MW).

Obwohl die Stilllegungszahlen zugenommen haben, zeigen die Quellen nach wie vor keine gravierende Stilllegungswelle infolge der fast 10.000 ausgeförderten Bestandsanlagen. Der Umfang der Stilllegungen in den letzten Jahren korreliert vielmehr mit der Entwicklung des Repowerings, was den Schluss zulässt, dass Altanlagen hauptsächlich im Ersatz für neue Windenergieanlagen ausser Betrieb genommen wurden.

Repowering: Die Chance zur Vervielfachung der Leistung.

Repowering bezeichnet den Prozess, bei dem ältere und weniger leistungsstarke Windenergieanlagen durch moderne Turbinen mit höherer Leistung ersetzt werden. Dies gewinnt zunehmend an Bedeutung, da es die Möglichkeit bietet, die erzeugte Strommenge an bereits etablierten und oft akzeptierten Standorten erheblich zu steigern. Bei einer Halbierung der Anlagenzahl lässt sich so durchaus eine Verdrei- oder sogar Vervierfachung des Stromertrags erzielen.

Die Vorteile des Repowerings sind vielfältig:

• Die Stromproduktion wird vervielfacht.
• Die Standorte sind oft etabliert und akzeptiert, was den Prozess erleichtern kann.
• Teile der bestehenden Infrastruktur wie Zuwegungen können weiterhin genutzt werden.
• Anfallendes Material, wie Schotter oder Beton, kann wiederverwendet werden.
• Moderne Anlagen können geringere "Diskoeffekte" (Reflexionen der Rotorblätter) aufweisen und sind oft mit bedarfsgerechter Nachtkennzeichnung ausgestattet.

Im Jahr 2024 wurden 224 Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung von 1.191 MW im Rahmen eines Repowerings in Betrieb genommen. Bezogen auf die neu installierte Leistung erreichte die Repowering-Quote damit 37 Prozent – der höchste Wert seit 2015. Repowering-Projekte wurden 2024 in 12 Bundesländern umgesetzt. Ein Drittel der darüber realisierten Leistungsmenge entfiel auf Niedersachsen (387 MW), gefolgt von Schleswig-Holstein (225 MW) und Nordrhein-Westfalen (218 MW). Die hohe Zahl an Bestandsanlagen mit geringerer Generatorleistung (z.B. 15.000 Anlagen bis 2 MW) zeigt das grosse Repowering-Potenzial, das sich in den nächsten Jahren erschliessen lässt.

Die Umsetzung eines Repowering-Projekts erfordert die Demontage und das Recycling der Altanlagen, die Entwicklung eines Konzepts für die neuen Turbinen und die Prüfung der vorhandenen Infrastruktur. Auch wenn es Sonderregelungen gibt, müssen Fachgutachten eingeholt werden und die Projekte müssen für eine EEG-Vergütung an Ausschreibungen teilnehmen.

Gesetzliche Neuerungen, wie die 14. Novelle des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (BImSchG), enthalten Änderungen, die das Repowering erleichtern sollen, z.B. durch vergrösserte Abstände, die eine neue Anlage von der alten Position haben darf (bis zu 5x statt 2x die Höhe der Neuanlage), eine längere Frist zum Errichten der Neuanlage nach Rückbau (48 Monate) und flexiblere Regeln bezüglich der Betreiberidentität.

Ausblick: Ein notwendiger Kreislauf.

Die Stilllegung und insbesondere das Repowering sind keine blossen Endpunkte, sondern entscheidende Phasen im Lebenszyklus einer Windenergieanlage, die direkt zur Erreichung der Ausbauziele beitragen. Während Stilllegungen die installierte Nettoleistung reduzieren, kann Repowering an bewährten Standorten die Stromproduktion signifikant erhöhen und so zum Nettozuwachs beitragen.

Die Goal100-Prognose berücksichtigt die zu erwartenden Stilllegungen. Gemäss ihrer Analyse sind bis 2030 zusätzliche Stilllegungen in Höhe von 12,9 GW zu erwarten. Selbst unter Berücksichtigung dieser Stilllegungen prognostiziert Goal100, dass das im EEG festgelegte Ziel von 115 GW installierter Windenergieleistung an Land bis 2030 voraussichtlich knapp um 2,6% überschritten wird und eine Gesamtleistung von 118 GW erreicht werden könnte.

Das Management des grossen Bestands an älteren, "ausgeförderten" Anlagen stellt eine Herausforderung, aber vor allem eine riesige Chance für den weiteren Ausbau dar. Repowering ermöglicht es, bestehende Flächen effizienter zu nutzen und so den Beitrag der Windenergie zur Energiewende weiter zu steigern. Damit schliesst sich der Kreis – das Ende einer alten Anlage ebnet den Weg für den Beginn einer leistungsstärkeren, modernen Turbine am selben Standort.

Deutschlands Ziel, 115 GW installierter Windenergieleistung an Land bis 2030.

Das Ziel, 115 GW installierter Windenergieleistung an Land bis 2030 zu erreichen, ist ambitioniert, aber laut aktueller Prognosen erreichbar und könnte sogar übertroffen werden. Die positive Entwicklung bei den Genehmigungszahlen und die Verkürzung der Genehmigungsdauern im Jahr 2024 sind hierbei entscheidend. Um das hohe Tempo beizubehalten und die Prognose zu bestätigen, müssen jedoch weiterhin Herausforderungen wie zunehmende Realisierungsdauern, Stilllegungen älterer Anlagen, die Bereitstellung ausreichender Flächen, der Netzausbau und die Datenverfügbarkeit bewältigt werden. Dies erfordert weiterhin konsequentes Handeln und Planungssicherheit für alle Akteure.

Regionale Unterschiede Windkraft in Deutschland

Windkraft in Deutschland: Ein Blick auf die regionale Vielfalt.

Nachdem wir die verschiedenen Phasen im Lebenszyklus einer Windenergieanlage – von der Planung über die Genehmigung, Realisierung und den Betrieb bis hin zur Stilllegung oder dem Repowering – betrachtet haben, wird deutlich: Deutschland ist ein Land mit vielfältigen Landschaften, politischen Rahmenbedingungen und unterschiedlichen Akzeptanzniveaus. Diese Vielfalt spiegelt sich auch deutlich im Status und Fortschritt des Windenergieausbaus in den einzelnen Bundesländern wider. Ein genauer Blick auf die regionalen Unterschiede ist entscheidend, um die Dynamik der Energiewende zu verstehen.

Gesamtbestand und Installationsdichte – Wo steht Deutschland heute?

Ende 2024 waren bundesweit 28.766 Windenergieanlagen an Land mit einer Gesamtleistung von 63,5 GW in Betrieb. Die Verteilung dieser Leistung ist regional sehr ungleichmässig. Führend bei der installierten Gesamtleistung ist Niedersachsen mit 12,9 GW, gefolgt von Brandenburg (9,0 GW), Schleswig-Holstein (9,0 GW) und Nordrhein-Westfalen (7,8 GW). Diese vier Länder beherbergen einen erheblichen Teil der deutschen Windkraftkapazität. Betrachtet man die Installationsdichte (kW pro Quadratkilometer Landesfläche), verschieben sich die Spitzenreiter:

• Schleswig-Holstein liegt mit 568 kW/km² weit vorn.
• Es folgen Bremen (481 kW/km²) und Brandenburg (303 kW/km²).
• Die bundesweite Installationsdichte lag Ende 2024 bei 177 kW/km².
• Am unteren Ende der Skala befindet sich Bayern mit lediglich 38 kW/km², was die mit Abstand geringste Dichte unter den Flächenländern darstellt und sechsmal niedriger ist als in Nordrhein-Westfalen (228 kW/km²), obwohl Bayern flächenmässig viel grösser ist.
• Auch Mecklenburg-Vorpommern (163 kW/km²) weist trotz guter Windverhältnisse eine erheblich geringere Dichte auf als Niedersachsen (271 kW/km²) oder Schleswig-Holstein.

Selbst innerhalb der Länder gibt es Hotspots. Die Landkreise mit der höchsten Installationsdichte je Fläche sind Dithmarschen (1.640 kW/km²) und Nordfriesland (1.183 kW/km²) in Schleswig-Holstein, gefolgt vom Kreis Paderborn (NRW), dem Landkreis Aurich (NI) und dem Kreis Lippe (NRW).

Regionale Dynamik in Genehmigung und Realisierung.

Die regionale Verteilung zeigt sich nicht nur im Bestand, sondern auch in der Dynamik des Ausbaus. Das Jahr 2024 war bundesweit von einem beispiellosen Anstieg der Genehmigungszahlen geprägt. Allein in Nordrhein-Westfalen wurden 2024 Genehmigungen für 4.044 MW (677 WEA) erteilt, was dem Land einen deutlichen Vorsprung verschafft. Dahinter folgen Niedersachsen mit 2.061 MW und Brandenburg mit 1.502 MW neu genehmigter Leistung. Zusammen erhielten NRW, Niedersachsen und Brandenburg Genehmigungen für mehr Leistung als alle anderen Länder zusammen.

Länder wie Berlin und Bremen hatten 2024 keine neuen Genehmigungen, Hamburg nur eine Anlage. In der Südregion (Teile von BW, BY, HE, RP, SL) entfielen 2024 zehn Prozent der bundesweiten Genehmigungen (1.388 MW).

Die Genehmigungsdauer hat sich bundesweit im Durchschnitt auf 23 Monate (Median 17 Monate) reduziert, was eine Verbesserung darstellt. Allerdings gibt es auch hier regionale Unterschiede: 

• Laut Goal100 Monitor (Datenstand Mai 2025) liegen die durchschnittlichen Genehmigungsdauern in der Phase "Genehmigte Leistung" bei 28 Monaten. In der Phase "Beantragte Leistung" liegt der Durchschnitt bei 21 Monaten, wobei diese Daten nur für 9 Bundesländer verfügbar sind.
• Top-Performer bei der durchschnittlichen Dauer der Genehmigungsphase (Antrag bis Genehmigung) sind laut Goal100 (Mai 2025, für verfügbare Daten) Nordrhein-Westfalen (16 Monate), gefolgt von Baden-Württemberg (17m), Rheinland-Pfalz (19m) und Schleswig-Holstein (19m). 
• Brandenburg hatte 2024 nach aktuellen Daten weiterhin die längsten Genehmigungszeiten unter den Bundesländern.
• Hessen konnte seine Genehmigungsdauern zwischen 2023 und 2024 am stärksten reduzieren (-35%, über ein Jahr), nachdem das Land 2023 noch zu denen mit den längsten Genehmigungsdauern zählte (37 Monate).
• Beim Brutto-Zubau im Jahr 2024, also den Inbetriebnahmen neuer Anlagen, zeigten sich ebenfalls deutliche regionale Unterschiede:
• Nordrhein-Westfalen führte mit 748 MW, fast ein Viertel des Gesamtzubaus.
• Es folgten Niedersachsen (673 MW) und Schleswig-Holstein (574 MW).

Im Vergleich zu 2023 zeigten einige Länder deutliche Zuwächse beim Zubau, darunter Sachsen-Anhalt (verdreifacht), Baden-Württemberg und Bayern (oberer zweistelliger Prozentbereich), sowie Nordrhein-Westfalen und Rheinland-Pfalz (jeweils über 40%). Das Jahr 2024 brachte für Schleswig-Holstein einen signifikanten Rückgang des Zubaus (-637 MW), während NRW einen moderaten Anstieg (+221 MW) verzeichnete.

Bayern, Sachsen und das Saarland hatten 2024 sehr geringe Zubauzahlen. Die Realisierungsdauern (Genehmigung bis Inbetriebnahme) sind bundesweit leicht auf durchschnittlich 26 Monate angestiegen. Auch hier gibt es regionale Unterschiede: Brandenburg und Nordrhein-Westfalen verzeichneten deutliche Anstiege, während Rheinland-Pfalz, Schleswig-Holstein und Mecklenburg-Vorpommern signifikant kürzere Realisierungszeiten aufwiesen.

Altersstruktur und Stilllegungen.

Die Altersstruktur des Anlagenparks variiert stark zwischen den Ländern.

• Das höchste Durchschnittsalter weisen die Anlagen im Freistaat Sachsen auf (Ø 20,1 Jahre).
• In Sachsen sind bereits 44 Prozent der installierten Leistung aus der EEG-Förderung ausgeschieden (Anlagen in Betrieb genommen bis 2004). Bundesweit sind es 18 Prozent.
• Auch in Brandenburg, Mecklenburg-Vorpommern, Niedersachsen, Sachsen-Anhalt und Thüringen liegt der Anteil ausgeförderter Leistung über dem Bundesdurchschnitt.
• Länder wie das Saarland (Ø 10,8 Jahre) und Bayern (12,7 Jahre) haben einen jüngeren Anlagenpark.

Die ältesten Anlagen (bis 750 kW) haben ein Durchschnittsalter von 26,4 Jahren, während sehr grosse Anlagen (> 4 MW) im Schnitt nur 2,6 Jahre alt sind. Dies korreliert mit dem Alter des Parks in den jeweiligen Regionen.

Bei den Stilllegungen im Jahr 2024 verzeichneten Niedersachsen (171 WEA, 255 MW), Nordrhein-Westfalen (119 WEA, 124 MW) und Schleswig-Holstein (70 WEA, 108 MW) die meisten Ausserbetriebnahmen. Über die letzte Dekade (2015-2024) ging in diesen drei Ländern die meiste Leistung dauerhaft ausser Betrieb.

Repowering – Regionale Chancen.

Das Repowering, der Ersatz alter Anlagen durch leistungsstärkere neue Turbinen, gewinnt zunehmend an Bedeutung und ist ebenfalls regional unterschiedlich ausgeprägt. Von den 2024 neu in Betrieb genommenen Repowering-Anlagen entfiel ein Drittel der Leistung auf Niedersachsen (387 MW). Jeweils knapp ein Fünftel der repowerten Leistung ging in Schleswig-Holstein (225 MW) und Nordrhein-Westfalen (218 MW) ans Netz. In Sachsen-Anhalt wurden 14 Prozent der neuen Repowering-Leistung realisiert (161 MW). Die Repowering-Quote (Anteil Repowering an neu installierter Leistung) lag 2024 bundesweit bei 37 Prozent. Regional lag sie beispielsweise in Sachsen-Anhalt bei 61,5% und in Niedersachsen bei 57,5%.

Die hohe Anzahl von Bestandsanlagen mit geringerer Generatorleistung, insbesondere die rund 10.000 Anlagen älter als 20 Jahre oder die über 15.000 Anlagen bis 2 MW, zeigt das grosse Repowering-Potenzial, das regional unterschiedlich verteilt ist, stark abhängig von der Altersstruktur des jeweiligen Anlagenparks.

Faktoren, die regionale Unterschiede beeinflussen.

Mehrere Faktoren tragen zu diesen regionalen Unterschieden bei:

• Planungsrechtliche Rahmenbedingungen: Die Ausweisung von Flächen für Windenergieanlagen (Konzentrationszonen) unterliegt komplexen Regeln, die von den Gemeinden und Regionen umgesetzt werden. Dabei müssen "harte Tabuzonen" (absolute Ausschlussgründe) und "weiche Tabuzonen" (Abwägungskriterien) unterschieden und dokumentiert werden. Wie substanzieller Raum für Windenergie geschaffen wird, ist das Ergebnis einer wertenden Betrachtung der örtlichen Gegebenheiten. Gerichtsurteile, wie die des Bundesverwaltungsgerichts zur Unwirksamkeit von Flächennutzungsplänen wegen Planungsfehlern, können den Ausbau beeinflussen.
• Landesspezifische Regelungen: Beispiele sind die Abstandsregeln wie die 10H-Regelung in Bayern, deren Lockerung laut bayerischem Wirtschaftsminister einen "starken Zubau" und über 1000 neue Windräder in den nächsten Jahren ermöglichen soll. Auch gesetzliche Änderungen wie die 14. BImSchG-Novelle zur Erleichterung des Repowerings oder die Flächenziele des Wind-an-Land-Gesetzes wirken sich regional aus, wobei die Umsetzung durch die Länder erfolgt. Eine kürzliche Gesetzesänderung in NRW könnte Genehmigungsverfahren ausserhalb ausgewiesener Gebiete bis zur Klarheit in der Regionalplanung untersagen, was potenziell erhebliche Auswirkungen hat.
• Akzeptanz in der Bevölkerung: Lokaler Widerstand kann Genehmigungsverfahren verzögern oder zum Scheitern bringen.
• Kapazitäten in Behörden und Digitalisierung: Mangelndes Personal oder mangelnde Digitalisierung in den Genehmigungsbehörden können zu längeren Verfahrensdauern führen, was sich regional unterschiedlich auswirkt.
• Datenverfügbarkeit: Die Verfügbarkeit konsistenter und qualitativ hochwertiger Daten aus den Bundesländern ist unterschiedlich. Für die Phase der Anträge liegen Daten zum Beispiel nicht für alle Bundesländer vor, was eine vollständige Analyse der Pipeline erschwert.

Fazit.

Die regionale Karte der Windkraft in Deutschland ist ein Mosaik aus unterschiedlichen Stärken, Herausforderungen und Fortschritten. Während einige Länder bereits eine hohe Dichte und grossen Bestand aufweisen und im Repowering aktiv sind, holen andere bei Genehmigungen auf oder kämpfen noch mit Planungshemmnissen und Verfahrensdauern. Das Ziel der Energiewende, insbesondere das im EEG festgelegte Ziel von 115 GW Windenergieleistung an Land bis 2030, erfordert einen kraftvollen und koordinierten Ausbau in allen Regionen. Die regionalen Unterschiede machen deutlich, dass spezifische Lösungen und gezielte Massnahmen erforderlich sind, um die Potenziale in jedem Bundesland bestmöglich zu nutzen und so gemeinsam das bundesweite Ziel zu erreichen.

Werden Windkraft-Ziele 2030 in Deutschland übertroffen?

Ein Blick auf die aktuelle Dynamik.

In unserem letzten Beitrag haben wir die vielfältigen regionalen Unterschiede beim Windkraftausbau in Deutschland beleuchtet. Diese regionale Dynamik ist nicht nur interessant für den Status Quo, sondern auch entscheidend für die Frage, ob Deutschland seine nationalen Ziele bei der Windenergie erreichen wird. Konkret stellt sich die Frage: Können wir das im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) 2023 verankerte Ziel von 115 Gigawatt (GW) installierter Windenergieleistung an Land bis zum Jahr 2030 nicht nur erreichen, sondern möglicherweise sogar übertreffen?

Die Zielsetzung ist klar: Bis 2030 soll der Anteil erneuerbarer Energien im Stromsektor auf 80 Prozent steigen, und bis 2035 soll der Sektor nahezu vollständig dekarbonisiert sein. Dafür sieht das EEG 2023 technologiespezifische Ausbaupfade vor, darunter eben die 115 GW für Wind an Land. Langfristig sind sogar 160 GW ab 2040 geplant. Um diese Ziele zu erreichen, sind mittel- bis langfristig zwei Prozent der Bundesfläche für Windenergieanlagen nötig, wovon derzeit aber nur etwa 0,5 Prozent tatsächlich verfügbar sind. Das Wind-an-Land-Gesetz legt hierfür erstmals verbindliche Flächenziele für die Bundesländer fest: 1,4 Prozent bis 2027 und 2 Prozent bis 2032.

Die aktuelle Prognose: Ein Ziel in Reichweite – und mehr?

Basierend auf der aktuellen Dynamik und den vorliegenden Daten zeichnet sich ein positives Bild ab. Laut Goal100 Windreport 2025_1 wird das EEG-Ziel von 115 GW bis 2030 voraussichtlich knapp um 2,6 Prozent überschritten. Die installierte Gesamtleistung könnte demnach bis zum Jahr 2030 118 GW erreichen.

Diese Prognose speist sich massgeblich aus der aktuell starken "Windkraft-Pipeline" – also den Projekten, die sich bereits im Genehmigungs- oder Realisierungsverfahren befinden. Rund 60% des avisierten Zubaus bis 2030 sollen aus Anlagen beigetragen werden, die sich derzeit in diesen Phasen befinden. Besonders die historisch hohe Zahl neu genehmigter Windenergieanlagen im Jahr 2024 ist hier ein entscheidender Faktor. Im Jahr 2024 wurden bundesweit Genehmigungen für gut 14.000 MW (entspricht ca. 14 GW) erteilt, was eine Steigerung von 85 Prozent gegenüber dem Vorjahr bedeutet und den bisher höchsten Wert in der Geschichte des deutschen Windenergieausbaus darstellt.

Die Prognose berücksichtigt dabei, dass bis 2030 auch Stilllegungen von Anlagen erfolgen werden. Es wird erwartet, dass bis dahin insgesamt 12,9 GW Leistung ausser Betrieb genommen werden. Der benötigte Bruttozubau bis 2030, um auf 118 GW netto zu kommen, liegt demnach bei rund 67,6 GW.

Regionale Treiber und ihre Bedeutung für das Gesamtziel.

Die regionale Verteilung des aktuellen Ausbaus und der Pipeline ist hierbei von grosser Bedeutung. Bundesländer wie Nordrhein-Westfalen und Niedersachsen werden laut Prognose massgeblich zum erwarteten Zubau beitragen. NRW stand bereits 2024 an der Spitze bei den neu genehmigten Leistungen (4.044 MW) und führte auch beim Brutto-Zubau (748 MW). Niedersachsen folgte auf Platz zwei bei den Genehmigungen (2.061 MW) und beim Zubau (673 MW). Auch im Repowering sind diese Länder führend. Die starke Entwicklung in diesen Ländern, aber auch positive Trends bei Genehmigungen in anderen Regionen wie Hessen, tragen zur positiven Ausbaudynamik bei.

Herausforderungen und Annahmen.

Auch wenn die Prognose optimistisch ist, ist das Erreichen oder gar Übertreffen des Ziels nicht garantiert, wie die Goal100 Analyse betont. Es gibt wichtige Voraussetzungen und potenzielle Hemmnisse:

1. Konstante Dynamik: Die Prognose geht davon aus, dass die Dauer der Projektphasen (Genehmigung, Realisierung) in den kommenden Jahren konstant bleibt. Regionale Unterschiede bei diesen Dauern bestehen jedoch weiterhin.
2. Nachschub in der Pipeline: Um das hohe Ausbautempo beizubehalten, ist eine Steigerung der Zahl der Anlagen erforderlich, die neu in das Genehmigungsverfahren eintreten.
3. Umsetzung der Genehmigungen: Eine hohe Zahl an Genehmigungen führt nur zum Ziel, wenn diese Projekte auch zügig realisiert werden. Die Realisierungsdauern sind bundesweit zuletzt leicht angestiegen.
4. Regulatorische Rahmenbedingungen: Mögliche regulatorische Änderungen, wie eine diskutierte Änderung des Landesplanungsgesetzes in Nordrhein-Westfalen, die Genehmigungen ausserhalb ausgewiesener Gebiete bis zur Inkraftsetzung der Regionalpläne untersagen könnte, könnten erhebliche Auswirkungen auf die Pipeline haben.
5. Netzausbau: Ein wesentliches Risiko stellt der Stromnetzausbau dar. Die Zunahme überregionaler Transporte und die Integration neuer Anlagen erfordern einen angepassten Netzausbau.
6. Datenverfügbarkeit: Für eine präzise Steuerung und Prognose sind konsistente und qualitativ hochwertige Daten aus allen Bundesländern erforderlich, insbesondere für die Phase der Anträge, die aktuell nicht flächendeckend verfügbar sind.
7. Akzeptanz: Lokaler Widerstand kann weiterhin zu Verzögerungen oder zum Scheitern von Projekten führen.

Fazit.

Nachdem der Ausbau in den vergangenen Jahren hinter den EEG-Zielen zurückgeblieben ist (z.B. wurde das 69 GW Ziel für 2024 mit 63,5 GW deutlich verfehlt), zeigt die aktuelle Dynamik – insbesondere bei den Genehmigungen im Jahr 2024 – ein sehr positives Signal. Basierend auf der aktuellen Projektpipeline und unter der Annahme, dass die positiven Trends bei Genehmigungen anhalten und die Projekte auch realisiert werden, deutet die Prognose darauf hin, dass das 115 GW Ziel für 2030 nicht nur erreicht, sondern sogar leicht übertroffen werden könnte.

Diese Entwicklung zeigt, dass die Anstrengungen zur Beschleunigung des Ausbaus Früchte tragen, mahnt aber gleichzeitig, dass die Ambition nicht nachlassen darf. Die Herausforderungen, insbesondere bei der weiteren Schaffung von Flächen, der Beschleunigung von Genehmigungs- und Realisierungsverfahren in allen Regionen, dem Netzausbau und der Sicherstellung der Akzeptanz vor Ort, müssen weiterhin mit Hochdruck angegangen werden, um das prognostizierte Ziel tatsächlich zu realisieren.

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