Quelltext der Seite Windkraftanlage

[[Datei:GE 5.3-158 Beckum.jpg|mini|Moderne Windkraftanlage der 5-MW-Klasse (2020)]]
[[Datei:Windkraftanlage Dimension.jpg|mini|Zur Inspektion abmontierte Rotorblätter; man beachte zum Größenvergleich den Pkw unten links]]
[[Datei:Krimpenfort Windpark.jpg|mini|Drei Phasen des Anlagenbaus (August 2017)]]
[[Datei:Windkraftanlage.svg|mini|Schema einer Windkraftanlage]]
[[Datei:WKA-Höhenangaben.jpg|mini|Die 3 wichtigsten Maßangaben einer WKA]]
[[Datei:Windpark Felsberg Luftaufnahme.webm|mini|Windpark Felsberg Luftaufnahme – Seitlicher Flug]]
Eine '''Windkraftanlage''' (WKA) oder '''Windenergieanlage''' (WEA) wandelt [[Kinetische Energie|Bewegungsenergie]] des [[Wind]]es in [[elektrische Energie]] um und speist sie in ein [[Stromnetz]] ein. Umgangssprachlich werden auch die Bezeichnungen '''Windkraftwerk''' und '''Windrad''' verwendet.

Windkraftanlagen sind heute die wichtigste Form der Nutzung von [[Windenergie]]. Die dominierende [[#Bauformen|Bauform]] ist der dreiblättrige ''Auftriebsläufer'' mit horizontaler Achse und Rotor im [[Luv und Lee|Luv]] eines hohen, einen [[Generator]] enthaltenden Turms. Zwischen Rotor und Generator kann sich ein zu höherer [[Drehzahl]] übersetzendes [[Zahnrad]]getriebe befinden. Das gemeinsame Maschinengehäuse (auch als ''Gondel'' bezeichnet) ist auf einem rohrförmigen Turm montiert und wird samt Rotor der [[Windrichtung]] per [[Elektromotor]] nachgeführt.

Windkraftanlagen können in allen Klimazonen genutzt werden. Sie werden an Land ''(onshore)'' und in [[Offshore-Windpark]]s im Küstenvorfeld der Meere installiert. Heutige Anlagen speisen direkt in das [[Stromnetz]] ein. Sie weisen durch die verwendete [[Leistungselektronik]] im Gegensatz zu älteren Anlagen mit direkt netzgekoppeltem Asynchrongenerator eine sehr gute [[Netzrückwirkung|Netzverträglichkeit]] auf. Die [[Nennleistung]] neu installierter Windkraftanlagen liegt an Land meist im Bereich von 3 bis über 6&nbsp;[[Watt (Einheit)|MW]], während die größten bisher entwickelten Offshore-Anlagen bis 26 MW reichen.<ref>{{Internetquelle |url=https://w3.windmesse.de/windenergie/news/46973-china-bricht-erneut-rekorde-im-offshore-windsektor-26mw-turbine-vorgestellt |titel=China bricht erneut Rekorde im Offshore-Windsektor: 26MW-Turbine vorgestellt |abruf=2024-11-10}}</ref>

Eine Gruppe von Windkraftanlagen wird [[Windpark]] genannt. Kleinanlagen im Leistungsbereich von wenigen 100&nbsp;Watt bis zu mehreren&nbsp;kW werden als [[Windgenerator]]en bezeichnet. Diese können als [[Inselanlage]] wirtschaftlich sein.

== Geschichte der Windkraftanlagen ==
{{Hauptartikel|Geschichte der Windenergienutzung}}
[[Datei:Friedlander Wind Turbine 1883.jpg|mini|Plan des Windrades zur Stromerzeugung von Josef Friedlaender vor der Elektrischen Ausstellung im Wiener Prater (Rotunde) 1883]]
[[Datei:Brush-windmill.jpg|mini|Anlage von Charles F. Brush von 1888]]

=== Windmotoren, Testanlagen und gescheiterte Großprojekte ===
Die erste belegte windbetriebene Anlage zur Stromerzeugung errichtete 1883 der [[österreich]]ische Ingenieur [[Josef Friedländer]] anlässlich der [[Internationale Elektrizitätsausstellung Wien|Internationalen Elektrizitätsausstellung 1883]], sie stand im Eingangsbereich des Ausstellungsgeländes vor der [[Rotunde (Wien)|Rotunde]] im [[Wiener Prater]]. Bei dem Windrad handelte es sich um eine Windturbine des [[Halladay-Turbine|Halladay]]-Bautyps, die in Nordamerika auf Farmen zum Pumpen von Wasser eingesetzt wurden. Josef Friedländer adaptierte die Anlage zur Erzeugung von Elektrizität. Das Windrad hatte einen Durchmesser von 6,6 Metern und trieb einen [[Lichtmaschine|Dynamo]] am Boden an, der Strom in mehrere Batterien einspeiste, die wiederum Werkzeuge und Lampen sowie eine Dreschmaschine betrieben.<ref>{{Internetquelle |autor=I. G. Windkraft |url=https://www.igwindkraft.at/?mdoc_id=1051715 |titel=Sensation: Österreicher baute bereits vor 140 Jahren das erste Windrad |datum=2023-08-02 |sprache=de |abruf=2023-08-26}}</ref><ref>{{Internetquelle |url=https://wind-works.org/austrian-was-first-with-wind-electric-turbine-not-byth-or-de-goyon/ |titel=Austrian was First with Wind-Electric Turbine Not Byth or de Goyon |werk=WIND WORKS |datum=2023-07-25 |sprache=en-US |abruf=2023-08-26}}</ref><ref>{{Internetquelle |autor=E. R. Leonhardt |url=http://www.e-rara.ch/zut/22499137 |titel=Die internationale elektrische Ausstellung Wien 1883. Unter besonderer Berücksichtigung der Organisation, sowie der baulichen und maschinellen Anlagen |datum=1884 |sprache=de |abruf=2023-11-24}}</ref> 1887 baute der [[Schotten|Schotte]] [[James Blyth (Ingenieur)|James Blyth]] eine Anlage, um Akkumulatoren für die Beleuchtung seines Ferienhäuschens aufzuladen.<ref>{{OxfordDNB |Autor=Trevor J. Price |Lemma=Blyth, James (1839–1906) |ID=100957 |FreierZugriff=1}}</ref> Seine einfache, robuste Konstruktion mit einer vertikalen Achse von zehn Metern Höhe und vier auf einem Kreis von acht Metern Durchmesser angeordneten Segeln hatte eine bescheidene Effizienz. Nahezu zeitgleich orientierte sich [[Charles Francis Brush]] in [[Cleveland]], Ohio mit einer 20&nbsp;Meter hohen Anlage an den damals recht fortgeschrittenen amerikanischen [[Western-Windrad|Windpumpen]]. Bei Pumpen kommt es eher auf das [[Drehmoment]] als auf die Drehzahl an; Brush verwendete eine zweistufige [[Übersetzung (Technik)|Übersetzung]] mit Riementrieben, um einen 12-kW-Generator anzutreiben.

Der Däne [[Poul la Cour]] kam um 1900 durch systematische Versuche – unter anderem an [[Aerodynamik|aerodynamisch]] geformten [[Profil (Strömungslehre)|Flügelprofilen]] in [[Windkanal|Windkanälen]] – zum Konzept des ''[[Schnelllaufzahl|Schnellläufers]],'' bei dem nur wenige Rotorblätter ausreichen, die Energie der Strömung über die ganze Rotorfläche auszunutzen. Während des [[Erster Weltkrieg|Ersten Weltkrieges]] waren über 250 Anlagen dieses Typs in [[Dänemark]] in Betrieb.<ref>[[Robert Gasch]], Jochen Twele (Hrsg.): ''Windkraftanlagen. Grundlagen, Entwurf, Planung und Betrieb.'' Springer, Wiesbaden 2013, S. 30.</ref> Auch in anderen Staaten wurden im frühen 20.&nbsp;Jahrhundert Windmotoren zur dezentralen Stromerzeugung errichtet. Mit der flächendeckenden [[Elektrifizierung]] in der [[Zwischenkriegszeit]] verschwanden viele dieser Anlagen wieder,<ref>[[Matthias Heymann]]: ''Die Geschichte der Windenergienutzung 1890–1990.'' Frankfurt am Main / New York 1995, S. 107.</ref> zumal die mit Gleichstromgeneratoren und Akkuspeichern ausgerüsteten Windmotoren nicht mit Wechselstrom-[[Stromnetz]]en kompatibel waren.

Nach dem [[Zweiter Weltkrieg|Zweiten Weltkrieg]] wurde in verschiedenen Staaten die Windenergieforschung vorangetrieben. Staaten wie Frankreich und Großbritannien investierten bis ca. 1965 große Summen in die Windkraftforschung.<ref>Matthias Heymann: ''Die Geschichte der Windenergienutzung 1890–1990.'' Frankfurt am Main/New York 1995, S. 302.</ref> Die durch die Luftfahrt vorangetriebene Verbesserung der [[Profil (Strömungslehre)|Profilgeometrien]] in den 1950er und 1960er Jahren auf [[Gleitzahl]]en weit über 50 erlaubte extreme Schnellläufer mit nur noch einem [[Einflügler (Windkraftanlage)|einzigen Rotorblatt]]. Rotoren mit mehr als zwei Blättern galten als rückständig. Angesichts niedriger Energiepreise wurden mit Ausnahme von wenigen Prototypen aber kaum Anlagen errichtet.

Zu einer Renaissance der Windenergienutzung kam es ab den 1970er Jahren unter anderem infolge der Umwelt- und Energiedebatte und zweier [[Ölkrise]]n. In den 1970er und 1980er Jahren wurden eine Vielzahl verschiedener Konstruktionen erprobt, wobei sich letztlich Turbinen mit horizontaler Achse durchsetzten.<ref>Omar Ellabban, Haitham Abu-Rub, Frede Blaabjerg: ''Renewable energy resources: Current status, future prospects and their enabling technology.'' [[Renewable and Sustainable Energy Reviews]] 39, (2014), 748–764, S.&nbsp;755, [[doi:10.1016/j.rser.2014.07.113]].</ref> In einigen Staaten (wie unter anderem Deutschland und USA) setzte man zunächst auf anspruchsvolle industrielle Großprojekte wie den zweiflügeligen [[GROWIAN]]; diese hatten aber große technische Probleme und erwiesen sich als Fehlschläge. Ausgehend von Dänemark, wo es außer den Kenntnissen zum Bau von Kleinanlagen auch eine idealistische Kundschaft für derartige Anlagen gab, setzte sich das ''Dänische Konzept'' zahlreicher robuster Anlagen kleiner Leistung durch, die anfangs häufig von Kleinunternehmen und Bastlern mit zunächst einfachen Mitteln hergestellt wurden.<ref>Vgl. Matthias Heymann: ''Die Geschichte der Windenergienutzung 1890–1990.'' Frankfurt am Main/New York 1995, S. 409.</ref>

Die in den 1980er Jahren auch zu Tausenden in die USA exportierten Anlagen hatten drei starre Rotorblätter (also ohne [[Einstellwinkel|Blattwinkelverstellung]]) und eine ohne [[Frequenzumrichter]] ans Netz gekoppelte [[Drehstrom-Asynchronmaschine|Asynchronmaschine]] mit ein oder zwei festen Drehzahlen. Die Leistung wurde durch beabsichtigten [[Strömungsabriss]] begrenzt. Archetyp dieses sehr erfolgreichen Konzeptes war die von [[Johannes Juul]] konstruierte und 1957 in Betrieb genommene [[Gedser-Windkraftanlage]].<ref>Alois Schaffarczyk (Hrsg.): ''Einführung in die Windenergietechnik.'' München 2012, S. 37.</ref><ref>{{Internetquelle |autor=[[Götz Warnke]] |url=https://www.dgs.de/news/en-detail/300421-pioniere-der-erneuerbaren-energien-4-johannes-juul/ |titel=Pioniere der Erneuerbaren Energien 4: Johannes Juul |werk=dgs.de |hrsg=[[Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie]] e. V. (DGS) |datum=2021-03-30 |abruf=2021-05-01}}</ref> Sie arbeitete bis zu ihrer vorläufigen Stilllegung 1966 und wurde 1977 für ein gemeinsames Testprogramm von dänischen Wissenschaftlern und [[NASA]] für einige Jahre wieder in Betrieb genommen.<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen: Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' Berlin/Heidelberg 2014, S. 40.</ref>

Auf Basis dieser nach heutigen Maßstäben kleinen Anlagen fand dann in den 1990er und 2000er Jahren die weitere Entwicklung hin zu Groß[[turbine]]n mit variabler Drehzahl und verstellbaren Rotorblättern statt. Seither ist [[Dänemark]] das Land mit dem größten Windkraftanteil an der Stromerzeugung.

=== Technische Entwicklung seit den 1990er Jahren bis heute ===
[[Datei:EnerconSizes de.svg|mini|hochkant=1.3|Der Umriss einiger Windkraftanlagenmodelle der Firma Enercon aufgetragen gegen den Zeitpunkt ihrer Einführung]]

Mit dem [[Stromeinspeisungsgesetz]] von 1991 begann der Aufschwung der Windenergie auch in Deutschland; er setzte sich mit dem [[Erneuerbare-Energien-Gesetz]] (in Kraft seit dem 1.&nbsp;April 2000) fort. Diese politischen Rahmenbedingungen trugen dazu bei, dass deutsche [[Windkraftanlagenhersteller]] heute weltweit zu den Technologie- und [[Weltmarktführer]]n zählen.

Im Bestreben nach immer niedrigeren [[Stromgestehungskosten]] wurden die Windkraftanlagen im Laufe der Entwicklung sukzessive größer.<ref>Chehouri et al.: ''Review of performance optimization techniques applied to wind turbines.'' In: ''[[Applied Energy]]'' 142, (2015), 361–388, S.&nbsp;363, [[doi:10.1016/j.apenergy.2014.12.043]].</ref> Die mittlere [[Nennleistung]] der in Deutschland neu installierten Windkraftanlagen betrug 164&nbsp;kW im Jahr 1990, im Jahr 2000 erstmals über 1&nbsp;[[Watt (Einheit)|MW]], im Jahr 2009 erstmals über 2&nbsp;MW. Im Jahr 2011 lag sie bei über 2,2&nbsp;MW, wobei Anlagen mit einer installierten Leistung von 2,1 bis 2,9&nbsp;MW mit einem Anteil von 54 % dominierten. Zur Ertragssteigerung wird u.&nbsp;a. der Rotordurchmesser vergrößert. Eine Verdopplung der Rotorblattlänge bewirkt gemäß der [[Kreisfläche|Kreisformel]] eine Vervierfachung der Rotorfläche. Noch bis Ende der 1990er Jahre lag der Durchmesser neu errichteter Anlagen meist unter 50 Meter, nach etwa 2003 meist zwischen 60 und 90 Meter.<ref>{{Webarchiv |url=http://www.wind-energie.de/sites/default/files/attachments/press-release/2012/jahresbilanz-windenergie-2011-deutscher-markt-waechst-wieder/statistik-jahresbilanz-2011.pdf |text=''Status der Windenergienutzung in Deutschland 2011.'' |wayback=20131112143731}} (PDF; 2,4&nbsp;MB). DEWI. Abgerufen am 28. Januar 2012.</ref> Bis 2023 wuchs der durchschnittliche Rotordurchmesser neuer Onshore-Anlagen in Deutschland auf 141&nbsp;m, die durchschnittliche Nabenhöhe auf 136&nbsp;m und die Nennleistung auf 4,788&nbsp;MW, mit deutlichen Unterschieden aufgrund regionaler [[Höffigkeitsgebiet|Windhöffigkeit]].<ref>{{Internetquelle |url=https://www.windguard.de/jahr-2023.html?file=files/cto_layout/img/unternehmen/windenergiestatistik/2023/Jahr/Status%20des%20Windenergieausbaus%20an%20Land_Jahr%202023.pdf |titel=Status des Windenergieausbaus an Land in Deutschland 2023 |werk=windguard.de |format=PDF |autor=Deutsche Windguard |abruf=2024-01-17}}</ref>

Weltweit überstieg die Durchschnittsleistung neu installierter Anlagen im Jahr 2017 erstmals die 2,4-MW-Marke.<ref>{{Internetquelle |autor=David Weston |url=https://www.windpowermonthly.com/article/1461367/average-turbine-size-reaches-25mw |titel=Average turbine size reaches 2.4MW – updated |werk=[[Windpower Monthly]] |sprache=en |datum=2018-04-06 |abruf=2018-04-06}}</ref> Der Trend geht zu größeren Anlagen: So begannen um das Jahr 2020 herum verschiedene Hersteller mit der Markteinführung von Onshore-Plattformen im Leistungsbereich um ca. 6&nbsp;MW.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.erneuerbareenergien.de/siegeszug-von-big-wind |titel=Siegeszug von Big Wind |werk=[[Erneuerbare Energien. Das Magazin]] |datum=2021-01-23 |abruf=2021-05-27}}</ref> Im Offshore-Bereich werden mit Stand 2021 Anlagen mit Nennleistungen zwischen 6 und 10&nbsp;MW und Rotordurchmessern über 150 Metern installiert. Neu entwickelte Offshore-Anlagen verfügen bei Rotordurchmessern von ca. 220 Metern über Nennleistungen zwischen 13 und 15&nbsp;MW.<ref>{{Literatur |Autor=Alexandre Mathern, Christoph von der Haar, Steffen Marx |Titel=Concrete Support Structures for OffshoreWind Turbines: Current Status, Challenges, and Future Trends |Sammelwerk=[[Energies]] |Band=14 |Datum=2021 |DOI=10.3390/en14071995 |ISSN=1996-1073}}</ref>

Moderne Schwachwindanlagen besitzen Rotordurchmesser bis über 160 Meter und Nabenhöhen bis über 160 Meter. [[Enercon]] setzt seit etwa 1995 auf [[getriebe]]lose Anlagen und war zunächst lange der einzige Hersteller von Anlagen mit [[Direktantrieb]]; doch nutzen inzwischen deutlich mehr Hersteller ein getriebeloses Design, das nun als „zweite Standardbauweise“ gilt.<ref>{{Literatur |Autor=Erich Hau |Titel=Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit |Auflage=5 |Verlag=Springer |Datum=2014 |Seiten=333 f}}</ref> Im Jahr 2013 betrug der weltweite Marktanteil der getriebelosen Anlagen 28,1 %.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.windpowermonthly.com/article/1287256/vestas-returns-number-one-btm-survey |titel=Vestas returns to number one in BTM survey |werk=[[Windpower Monthly]] |sprache=en |datum=2014-03-26 |abruf=2014-03-27}}</ref>

Windkraftanlagen wurden bis etwa 2010 stationär per [[Baudock|Dockmontage]] gefertigt. Seitdem setzen Hersteller aus Kostengründen zunehmend auf Serienfertigung im Fließbandverfahren und auf eine Industrialisierung und Standardisierung ihrer Produkte. Parallel dazu setzen sich – wie im [[Plattform (Automobil)|Automobilbau]] seit langem Standard – modulare Plattformstrategien durch, bei denen auf der gleichen technischen Basis Anlagentypen bzw. -varianten für verschiedene [[Windklasse]]n entwickelt werden, z.&nbsp;B. durch unterschiedliche Rotorgrößen bei weitgehend identischem Triebstrang oder mit unterschiedlichen Generatorkonzepten bei gleichem Rotordurchmesser.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.windpowermonthly.com/article/1179386/platform-sharing-becoming-norm-turbine-manufacturers |titel=Platform sharing becoming norm for turbine manufacturers |werk=[[Windpower Monthly]] |sprache=en |datum=2013-05-01 |abruf=2013-05-10}}</ref>

Nicht alle neu installierten Anlagen stehen an neuen Standorten: Teilweise werden alte Anlagen abgebaut und durch leistungsstärkere ersetzt, was als [[Repowering]] bezeichnet wird. Innerhalb von Windparks sinkt dabei in der Regel die Anzahl der Einzelanlagen, während die installierte Leistung und der Ertrag steigen.

In Deutschland gibt es 2024 etwa 29.000 Windräder.<ref name="FAZ 8.10.24">{{Internetquelle |autor=Sebastian Strauß |url=https://www.faz.net/aktuell/wirtschaft/wohin-mit-dem-muell-aus-alten-windkraftanlagen-110031740.html |titel=Wohin mit dem Müll der alten Windkraftanlagen? |werk=faz.net |hrsg=Frankfurter Allgemeine Zeitung |datum=2024-10-07 |seiten=18 |abruf=2024-10-08}}</ref>

== Energieangebot und -ertrag ==
: Siehe auch: ''[[Windenergie#Physikalische Grundlagen|Windenergie: Physikalische Grundlagen]]'' und ''[[Windenergie#Wirtschaftlichkeit|Windenergie: Wirtschaftlichkeit]]''
Zur Abschätzung des Jahresertrages wird für den Standort der Windkraftanlage die sogenannte ''mittlere Windgeschwindigkeit'' angegeben. Sie ist ein Durchschnittswert der über das Jahr auftretenden Windgeschwindigkeiten. Die untere Grenze für den wirtschaftlichen Betrieb einer Anlage liegt, abhängig von der [[Einspeisevergütung]], bei einer mittleren Windgeschwindigkeit von etwa 5–6&nbsp;m/s auf Nabenhöhe. Dabei sind jedoch noch weitere Faktoren zu berücksichtigen. Diese fließen in die Angabe der [[Windleistungsdichte]] ein.

Ein [[Windgutachten]] auf Basis der [[Weibull-Verteilung#Windgeschwindigkeit|Häufigkeitsverteilung]] der Windgeschwindigkeit für einen Standort dient der optimalen Wahl der Nennwindgeschwindigkeit (meist das 1,4- bis 2fache der mittleren Windgeschwindigkeit) bzw. bei gegebenen Anlagendaten der Abschätzung der pro Jahr erzeugten Energie, branchenüblich als [[Volllaststunden]] angegeben. Abhängig von verschiedenen Faktoren wie z.&nbsp;B. [[Windhöffigkeit|Standortgüte]] und Anlagenauslegung erreichen Windkraftanlagen etwa zwischen 1400 und 5000 Volllaststunden im Jahr.<ref>[[Martin Kaltschmitt]], Wolfgang Streicher, Andreas Wiese (Hrsg.): ''Erneuerbare Energien. Systemtechnik, Wirtschaftlichkeit, Umweltaspekte.'' Berlin/Heidelberg 2013, S. 819.</ref> Das entspricht einem Nutzungsgrad von 16 bis 57 Prozent.

Über Rechenprogramme<ref>[https://www.wind-data.ch/tools/powercalc.php ''Ertragsrechner.''] In: ''wind-data.ch.'' Abgerufen am 17. März 2012.</ref> im Internet lässt sich der Ertrag bestimmter Anlagen unter zu wählenden Bedingungen näherungsweise bestimmen. Aufschluss über die tatsächlichen Erträge eines Standortes können jedoch nur auf Windmessungen basierende Windgutachten geben. Dabei ist der Turbulenzgrad aufgrund topografischer Gegebenheiten, Vegetation, höherer Bauten oder benachbarter Windkraftanlagen zu berücksichtigen.<ref>Robert Gasch, Jochen Twele (Hrsg.): ''Windkraftanlagen. Grundlagen, Entwurf, Planung und Betrieb.'' Springer, Wiesbaden 2013, S. 507.</ref> Die Ertragsminderung durch verminderte Windgeschwindigkeit und Turbulenz hinter anderen Windkraftanlagen wird als {{lang|en|Wake}}- oder Nachlaufverlust bezeichnet.

Da das Leistungsangebot mit der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit steigt, ist es sinnvoll, die Anlage für eine deutlich höhere als die mittlere Windgeschwindigkeit auszulegen. Die Anlage erreicht ihre [[Nennleistung]], manchmal als [[installierte Leistung]] bezeichnet, bei der ''Nennwindgeschwindigkeit.'' Darüber wird die Leistung der Anlage konstant gehalten, um Überlastungen zu vermeiden. Bei sehr großen Windgeschwindigkeiten ([[Sturm]]) wird die Anlage ganz abgeschaltet (Details siehe unten im Abschnitt: [[#Regelung und Betriebsführung|Regelung und Betriebsführung]]).

[[Datei:N117, Hohenahr 7.JPG|mini|Schwachwindanlage vom Typ [[Nordex SE#N117/2400|Nordex N117/2400]] auf 141&nbsp;m hohem Hybridturm (2013)]]
Bei gegebenen Investitionskosten kann die Nennleistung auf Kosten der Rotorfläche erhöht werden oder umgekehrt. Eine Anlage mit höherer Nennleistung nutzt einen größeren Teil des Energieangebotes aus, eine Anlage mit größerem Rotor speist unterhalb der Nennwindgeschwindigkeit mehr Leistung in das [[Stromnetz]] ein. Bei Onshore-Anlagen in Deutschland, wo v.&nbsp;a. Anlagen mit vergleichsweise hohen Nennleistungen zum Einsatz kommen, erreichten Anlagen mit Baujahr um 2010 knapp 2000&nbsp;Volllaststunden, 2013 errichtete Anlagen rund 2150&nbsp;Volllaststunden. Um 2013 wurde prognostiziert, dass von Anlagen an Land im Schnitt mindestens 2250&nbsp;VLS schaffen werden und Offshore-Anlagen 4500&nbsp;VLS.<ref name="Hahn" /> In anderen Ländern lagen die Kapazitätsfaktoren damals z.&nbsp;T. deutlich höher. In den USA, wo 2015 noch keine Offshore-Windparks in Betrieb waren, erreichten Windkraftanlagen beispielsweise vergleichsweise hohe Kapazitätsfaktoren von 30–40 %, entsprechend etwa 2600–3500 [[Volllaststunde]]n.<ref>Andrew Mills, Ryan Wisera, Kevin Porter: ''The cost of transmission for wind energy in the United States: A review of transmission planning studies.'' In: ''[[Renewable and Sustainable Energy Reviews]]'' 16, Ausgabe 1, (2012), 1–19, S. 2, [[doi:10.1016/j.rser.2011.07.131]].</ref>

Eine 2020 veröffentlichte Studie prognostiziert, durch moderne Anlagentechnologien könnten die Volllaststunden auf Werte zwischen 2.700 und 3.500 je nach Standort steigen und die gesamte deutsche Windflotte könnte im Jahr 2030 über 200&nbsp;TWh Strom produzieren (im Falle zusätzlicher Flächenausweisung sogar über 500&nbsp;TWh). Unter den prognostizierten Entwicklungsbedingungen könne die Windindustrie im Jahr 2040 sogar 700 TWh Strom erzeugen.<ref>Rasmus Borrmann, Knud Rehfeldt, Dennis Kruse: [https://www.clearingstelle-eeg-kwkg.de/studie/5791 ''Volllaststunden von Windenergieanlagen an Land – Entwicklung, Einflüsse, Auswirkungen.''] Oktober 2020.</ref><ref>{{Literatur |Titel=Volllaststunden von Windenergieanlagen an Land – Entwicklung, Einflüsse, Auswirkungen |Verlag=Deutsche WindGuard |Datum=2020-10-05 |Online=https://www.lee-nrw.de/data/documents/2020/11/23/532-5fbb61e5e6bb2.pdf |Format=PDF |KBytes=941 |Abruf=2022-01-30}}</ref>

Seit etwa 2010 werden von mehreren Herstellern ''Schwachwindanlagen'' mit besonders großer spezifischer Rotorfläche (ca. 4,5–5&nbsp;m²/kW) verkauft, mit denen auch auf windschwächeren Standorten deutlich mehr Volllaststunden als oben angegeben erreicht werden können. Der vergleichsweise schwach ausgelegte Triebstrang und Generator führt nur zu geringen Einbußen bei der jährlichen erzeugten Strommenge, senkt die auf die Anlage wirkenden mechanischen Lasten, erhöht die Volllaststundenzahl und wirkt sich positiv auf die [[Windleistungsprognose]] aus.<ref>[[Lorenz Jarass]], Gustav M. Obermair, Wilfried Voigt: ''Windenergie. Zuverlässige Integration in die Energieversorgung.'' Berlin/Heidelberg 2009, S. XIX.</ref> Zugleich verstetigt sich die Windstromproduktion; der Ausbaubedarf des Stromnetzes wird geringer und die [[Stromgestehungskosten]] sinken.<ref>Vgl. Lorenz Jarass, Gustav M. Obermair: ''Welchen Netzumbau erfordert die Energiewende? Unter Berücksichtigung des Netzentwicklungsplans 2012.'' Münster 2012, S. 159.</ref><ref>{{Webarchiv |url=http://www.notonlywindenergy.com/2012/06/lowering-coe-must-in-wind-industry.html |text=''Lowering the CoE, a must in the wind industry.'' |wayback=20121029154044}}. In: ''notonlywindenergy.com.'' 12.&nbsp;Juni 2012, abgerufen am 3.&nbsp;Juli 2012.</ref>

Beispiele für derartige Schwachwindanlagen sind die [[Nordex SE#N131/3000|Nordex N131/3000]], die [[GE Wind Energy#2-MW-Plattform|GE 2.5-120]] und die [[Gamesa]] G114-2.0. Mit Nabenhöhen von 130&nbsp;m und mehr erzielen solche Anlagen unter Referenzbedingungen über 3500&nbsp;Volllaststunden; beispielsweise liegt die [[Nordex SE#N117/2400|Nordex N117/2400]] mit einer Nabenhöhe von 141&nbsp;m bei ca. 3960&nbsp;Volllaststunden.<ref>{{Literatur |Autor=Philip Tafarte et al. |Titel=Small adaptations, big impacts: Options for an optimized mix of variable renewable energy sources |Sammelwerk=[[Energy (Zeitschrift)|Energy]] |Band=72 |Datum=2014 |Seiten=80–92 |DOI=10.1016/j.energy.2014.04.094}}</ref> 2016 wurde erwartet, dass der Trend in Richtung Schwachwindanlage anhält und dass die Rotorfläche weiterhin schneller ansteigt als die Generatorleistung.<ref>McKenna et al.: ''Key challenges and prospects for large wind turbines.'' In: ''[[Renewable and Sustainable Energy Reviews]]'' 53, (2016), 1212–1221, S. 1220, [[doi:10.1016/j.rser.2015.09.080]].</ref> Es ist auch für windhöffigere Standorte sinnvoll, die Rotorfläche pro Nennleistung zu erhöhen, um die Zahl der Volllaststunden pro Jahr zu erhöhen und die Kosten pro Kilowattstunde zu senken.

== Bauformen ==
[[Datei:Urbine221dc.jpg|mini|Windgenerator auf einem Dach]]
[[Datei:Windgenerator antarktis hg.jpg|mini|H-Darrieus in der Antarktis]]

Je nach dem aerodynamischen Prinzip, das zur Erzeugung der Drehbewegung genutzt wird, werden Windkraftanlagen in Widerstands- und Auftriebsläufer unterschieden.

Ein ''[[Widerstandsläufer (Turbine)|Widerstandsläufer]]'' ist ein Anlagentyp, dessen Wirkungsweise vorwiegend auf der Ausnutzung des [[Strömungswiderstand]]es basiert, wie bei der bis ins 7.&nbsp;Jahrhundert zurückverfolgbaren [[Persische Windmühle|persischen Windmühle]].

Beim ''Auftriebsläufer'' wird der [[Dynamischer Auftrieb|dynamische Auftrieb]] genutzt. Die schmaleren, [[Profil (Strömungslehre)|profilierten]] Rotorblätter dieser Anlagen bewegen sich viel schneller und quer zum Wind. So lässt sich mit geringerem Materialaufwand eine große Fläche abernten. Besonders bei kleineren [[Windgenerator]]en ist dieses Prinzip durch verschiedene Bauformen verwirklicht worden, darunter einfache Versionen der im folgenden Kapitel ausführlich besprochenen eigentlichen Windkraftanlagen, also Bauformen mit einem sternförmigen Rotor mit wenigen (meist drei) Blättern, die ''vor'' einem Mast oder Turm um eine horizontale Achse rotieren. Diese Anlagen werden in der Fachliteratur gelegentlich auch als ''HAWT,'' d.&nbsp;h. ''horizontal axis wind turbine'' (Windkraftanlage mit horizontaler Achse) bezeichnet.

Der für diese Anlagen nötige aktive [[Windrichtungsnachführung|Windnachführungsmechanismus]] kann bei sogenannten [[Luv und Lee|Lee]]<nowiki />läufern, bei denen der Rotor hinter dem Turm läuft, unter Umständen entfallen, da der Wind den Rotor automatisch in die richtige Richtung drehen kann. In der Praxis sind solche Konzepte jedoch nur schwer umzusetzen und mit gravierenden Problemen behaftet. Hierzu zählt insbesondere die Gefahr schneller Gondeldrehungen mit den sich daraus ergebenden hohen Biegebelastungen für die Rotorblätter. Erfolgreiche Anlagen mit passiver Windrichtungsnachführung sind nur im Bereich kleiner und mittlerer Leistungen dokumentiert, erfolgreiche Großanlagen wurden hingegen nicht realisiert.<ref>Vgl. Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 157–160.</ref>

Auftriebsläufer lassen sich auch mit [[Vertikalrotor (Windturbine)|vertikaler Rotationsachse]] realisieren (''VAWT'' nach {{enS|vertical axis wind turbine}}).<ref>Lukas Kern, Johann Valentin Seebaß, Jan Schlüter: ''Das Potenzial von vertikalen Windenergieanlagen im Kontext wachsender Flächennutzungskonflikte und Akzeptanzprobleme der Windenergie.'' In: ''[[Zeitschrift für Energiewirtschaft]].'' №&nbsp;43 (2019), S.&nbsp;289–302; [https://link.springer.com/article/10.1007/s12398-019-00264-7 online] auf ''springer.com,'' auch [https://link.springer.com/content/pdf/10.1007/s12398-019-00264-7.pdf PDF (1,9&nbsp;MB)].</ref> Unter diesen dominieren [[Darrieus-Rotor]]en, die bis in den mittleren Leistungsbereich gebaut werden, in klassischer »Schneebesenform« oder als H-Darrieus-Rotor, dessen Blätter beim Umlauf einen Zylindermantel bilden. Bei einer vertikal stehenden Rotationsachse muss der Rotor der Windrichtung nicht nachgeführt werden. Allerdings stehen die Blätter in Teilbereichen des Umlaufs ungünstig zur Strömung, die Blattfläche muss entsprechend vergrößert werden. Durch zyklische Lastwechsel treten Schwingungen und Belastungen der gesamten Konstruktion auf. Der konstruktive Mehraufwand, zusammen mit dem niedrigen [[Leistungsbeiwert]] (Quotient aus genutzter zu ankommender Windleistung) von durchschnittlich 0,3 im Vergleich zu 0,4 bis 0,5 bei Rotoren mit horizontaler Drehachse erklärt den geringen Marktanteil.

Eine Bauform des H-Darrieus-Rotors mit wendelförmig gebogenen Blättern hat ein gleichmäßigeres Drehmoment als der klassische H-Rotor und benötigt so keine Anfahrhilfe, wie sie bei klassischen Darrieus-Rotoren mit hoher Schnelllaufzahl erforderlich ist. [[Savonius-Rotor]]en kommen aufgrund ihrer geringen Schnelllaufzahl und dem niedrigen Leistungsbeiwert zur Stromerzeugung nicht in Frage, sind aber für den Einsatz als [[Windpumpe]] geeignet.<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 71.</ref>

=== Typenklasse (Windklasse) ===
Windkraftanlagen können für verschiedene Windklassen zugelassen werden. International ist die Norm [[IEC 61400]] am geläufigsten. In Deutschland gibt es zudem die Einteilung des Deutschen Institutes für Bautechnik ([[Deutsches Institut für Bautechnik|DIBt]]) in Windzonen. Die IEC-Windklassen spiegeln die Auslegung der Anlage für windstarke oder windschwache Gebiete wider. Charakteristisch für Schwachwindanlagen sind größere Rotordurchmesser bei gleicher Nennleistung. Mittlerweile existieren Anlagen, die pro kW Nennleistung 4–5&nbsp;m² Rotorfläche aufweisen, während gängige Starkwindanlagen bei 1,5–2,5&nbsp;m²&nbsp;pro&nbsp;kW Nennleistung liegen. Oft haben Schwachwindturbinen ein angepasstes Blattprofil und eine größere Nabenhöhe.

Als Bezugswerte werden die durchschnittliche Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe und ein Extremwert des 10-Minuten-Mittels verwendet, der statistisch nur ein Mal innerhalb von 50&nbsp;Jahren auftritt.

{| class="wikitable centered"
|+ Vergleich verschiedener Typenklassen hinsichtlich der Windgeschwindigkeit
|-
! IEC Windklasse !! I !! II !! III !! IV
|-
| 50-Jahres-Extremwert || 50&nbsp;m/s || 42,5&nbsp;m/s || 37,5&nbsp;m/s || 30&nbsp;m/s
|-
| durchschnittliche Windgeschw. || 10&nbsp;m/s || 8,5&nbsp;m/s || 7,5&nbsp;m/s || 6&nbsp;m/s
|}

== Bestandteile und Technik von Windkraftanlagen ==
{{Siehe auch|Liste europäischer Windkraftanlagentypen}}
Eine Windkraftanlage besteht im Wesentlichen aus einem Rotor mit [[Nabe]] und Rotorblättern sowie einer Maschinengondel, die den Generator und häufig ein Getriebe beherbergt. Es gibt auch getriebelose Anlagen. Die Gondel ist drehbar auf einem [[Turm]] gelagert, dessen [[Fundament]] die notwendige Standsicherheit gibt. Dazu kommen die Überwachungs-, Regel- und Steuerungssysteme sowie die Netzanschlusstechnik in der Maschinengondel und im Fuß oder außerhalb des Turmes.

<gallery mode="packed" class="center" caption="Montagezyklus einer Windkraftanlage">
 WEA-Montage 01.JPG
 WEA-Montage 02.JPG
 WEA-Montage 03.JPG
 WEA-Montage 04.JPG
</gallery>

=== Rotorblätter ===
[[Datei:Windkraftanlage, Viertelflügel.JPG|mini|Drei Rotorblätter auf Transportern]]
[[Datei:AufbauRotorblattWindkraftanlage.png|alt=Schnittzeichnung eines Rotorblatts und Fotos der verwendeten Materialien Hartschaum, Balsaholz, Glasfasergelege und Erosionsschutzfolie.|mini|Beispiel für den inneren Aufbau des Rotorblatts einer Windkraftanlage]]

Heutige Windkraftanlagen sind fast ausnahmslos mit drei symmetrisch um eine waagerechte Drehachse angeordneten Rotorblättern ausgerüstet. Mit ihnen wird der Strömung Energie entnommen und dem Generator zugeführt. Sie sind für einen wesentlichen Teil der Betriebsgeräusche verantwortlich und werden daher nicht nur auf einen hohen Wirkungsgrad, sondern insbesondere nahe den Blattspitzen auch auf Geräuschminderung hin optimiert (siehe z.&nbsp;B. [[Hinterkantenkamm]]). Die maximale Blattlänge von Windkraftanlagen lag mit Stand 2013 bei rund 65&nbsp;Metern im Onshore- und 85&nbsp;Metern im Offshore-Bereich. Das Gewicht solcher Blätter beträgt etwa 25&nbsp;Tonnen. Offshore-Anlagen erreichten im Jahr 2022 Blattlängen von 115&nbsp;Meter bei einem Gewicht von 50–60 Tonnen.<ref>[https://www.wfb-bremen.de/en/page/bremen-invest/we-bend-not-break ''The world’s largest rotor blade test rig'']. WFB Bremen. Abgerufen am 19. August 2023.</ref>

Rotorblätter bestehen in der Regel aus [[Glasfaserverstärkter Kunststoff|glasfaserverstärktem Kunststoff]] (GFK) und werden zumeist in Halbschalen-[[Sandwichbauweise]] mit Versteifungsholmen oder -stegen im Inneren hergestellt. Vermehrt kommen bei langen Rotorblättern [[Kohlenstofffaser]]n zum Einsatz,<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 303.</ref> vor allem bei hohen Belastungen ausgesetzten Starkwind- und Offshore-Anlagen, aber ebenfalls bei Schwachwindanlagen mit großen Rotordurchmessern. Die Kräfte in Längsrichtung werden von Gurten aus Glas- oder Kohlenstofffasern aufgenommen. Diese Gurte bestehen entweder aus Endlosfasern, sogenannten [[Roving]]s, oder [[Gelege (Technik)|Gelegen]].

Von der weit überwiegenden Sorte Windräder mit im Wesentlichen horizontaler Rotordrehachse wurden in den Anfangsjahren links- und [[Drehrichtung#Definitionen|rechtsdrehende]] aufgestellt. Inzwischen setzte sich – aus Sicht des ankommenden Winds – die Drehrichtung im [[Uhrzeigersinn]] durch. Der Rotor liegt in aller Regel vor dem Mast, da der Mast die Windströmung verwirbelt und ein Rotor hinter dem Mast seine Blätter durch diese Wirbelschleppe führen würde, was zu Lärm, Blattbelastung und Effizienzminderung führen würde.<ref name="Paal">{{Internetquelle |autor=Gábor Paál |url=https://www.swr.de/wissen/1000-antworten/warum-drehen-sich-windraeder-im-uhrzeigersinn-technik-100.html |titel=Warum drehen sich alle Windräder im Uhrzeigersinn? |werk=[[SWR.de]] |datum=2011-10-06 |abruf=2023-11-24}}</ref>

==== Drehsinn ====
Die Rotoren von Windkraftanlagen können sich nur in eine Richtung drehen. Obwohl es keine einschlägige Norm gibt und für die Funktion von Windkraftanlagen unerheblich ist, drehen sich moderne Windkraftanlagen im Regelfall im Uhrzeigersinn, während man bei klassischen [[Windmühle]]n beide Drehrichtungen finden kann. Dies hat nicht, wie mancherorts behauptet wird, mit der [[Corioliskraft]] zu tun, sondern hat den Grund darin, dass es zu aufwändig wäre, Rotorblätter für verschiedene Drehrichtungen zu fertigen. Dass sich der Uhrzeigersinn durchgesetzt hat, soll nach einer dänischen Legende darauf zurückzuführen sein, dass die Brüder Erik und Johannes Grove-Nielsen, die beide konkurrierende Unternehmen für Windkraftanlagen betrieben, für ihre Anlagen verschiedene Drehrichtungen wählten. Weil die Firma von Erik Nielsen, die Windräder fertigte, deren Rotoren sich im Uhrzeigersystem drehen, erfolgreicher war, soll sich dieser Drehsinn durchgesetzt haben.<ref name="Paal" />

==== Anzahl der Rotorblätter ====
Zu jeder Anzahl von Blättern gibt es einen maximalen erreichbaren Leistungsbeiwert. Die Höhe des Maximums nimmt mit der Zahl der Blätter zu, von Ein- zu Zweiblattrotoren um etwa 10 %, zu drei Blättern dann nur noch um 3 % bis 4 %. Ein viertes Blatt bringt nur noch etwa 1 % bis 2 % Leistungszuwachs. Dies reicht in der Regel nicht, um die Mehrkosten für ein weiteres Rotorblatt auszugleichen.<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 141 f.</ref> Auch der Unterschied zwischen zwei und drei Blättern rechtfertigt aus wirtschaftlicher Sicht kein drittes Rotorblatt. Jedoch sind Dreiblatt-Rotoren leiser und in Bezug auf mechanische Schwingungen einfacher beherrschbar als Zweiblatt-Rotoren. Die beiden bedeutendsten Gründe dafür sind:
* Selbst wenn die Blätter vor dem Turm laufen, sinkt durch den Luftstau vor dem Turm jeweils kurzzeitig der Anströmwinkel und damit der Auftrieb. Ein gegenüberliegendes Blatt wird aber gerade zu diesem Zeitpunkt maximal belastet, weil die Windgeschwindigkeit in der Höhe zunimmt, sodass mit einer starren Nabe eine höhere Wechsellast auftritt, die bei der Auslegung der gesamten Anlage einschließlich des Fundamentes zu berücksichtigen ist.
* Das Trägheitsmoment des Rotors um die ''Hoch''achse wird zweimal pro Umlauf sehr klein. Zusammen mit einem etwaigen Drehmoment um diese Achse können zerstörerische Lastspitzen entstehen. Im Sicherheitsnachweis für die Anlage werden als Ursache des Drehmoments nicht nur Turbulenz betrachtet, sondern auch technische Ausfälle, etwa der Windrichtungsnachführung oder – noch kritischer – ein Fehler in der Ansteuerung der [[Pitch (Aerodynamik)|Pitch-Verstellung]] (Verdrehung) bei nur einem der beiden Rotorblätter.<ref>Vgl. Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 209.</ref>

Maßnahmen gegen diese Lastspitzen sind [[Pendelnabe]]n, flexiblere Blätter,<ref>Meghan Kaminski et al.: ''Gravo-aeroelastic scaling of a 13-MW downwind rotor for 20 % scale blades.'' Wind Energy 24, 2021, [[doi:10.1002/we.2569]] (freier Volltext).</ref> elastische Lagerung des gesamten Triebstranges sowie ein überlastsicherer Antrieb der [[Windrichtungsnachführung]]. Diese erfordern jedoch höheren Bauaufwand und stellen eine potentielle Fehlerquelle dar, die sich in einem größeren Wartungs- und Reparaturaufwand und damit höheren Stillstandszeiten äußern kann. Zweiflügler wurden nur in der Vergangenheit in Stückzahlen gebaut, siehe etwa [[Lagerwey (Windkraftanlagenhersteller)|Lagerwey]] und [[Ventis]]. Heute dominieren Anlagen mit drei Rotorblättern und starrer Nabe.<ref>Martin Kaltschmitt, Wolfgang Streicher, Andreas Wiese (Hrsgs.): ''Erneuerbare Energien. Systemtechnik, Wirtschaftlichkeit, Umweltaspekte.'' Berlin/Heidelberg 2013, S. 478.</ref>

Die theoretischen Vorteile der Zweiflügler liegen bei der Materialersparnis beim Rotor und über die höhere Rotordrehzahl beim Getriebe sowie der Möglichkeit, komplette Rotoren zu verschiffen und zu montieren.<ref>Robert Gasch, Jochen Twele (Hrsg.): ''Windkraftanlagen. Grundlagen, Entwurf, Planung und Betrieb.'' Springer, Wiesbaden 2013, S. 557.</ref> Im Offshore-Einsatz, wo die Lärmemissionen weniger relevant sind, könnten Zweiblattanlagen damit trotz der bisher eher negativen Erfahrungen aus Kostengründen einen Vorteil gegenüber Dreiblattanlagen haben. Drastische Kostensenkungen gegenüber der Standardbauart, durch die die Stromgestehungskosten in einer ganz anderen Größenordnung liegen, werden aber für unrealistisch gehalten. Das größere Potential für Kostensenkung liegt in größeren Bauserien sowie der weiteren Optimierung bestehender Konzepte.<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin Heidelberg 2014, S. 879 f.</ref> Bisher kam es daher zu keiner Rückkehr der Zweiflügler.

==== Form des Rotorblattes ====
[[Datei:Wind rotor profile.jpg|mini|Querschnitt eines Rotorblatts aus [[Glasfaserverstärkter Kunststoff|glasfaserverstärktem Kunststoff]]]]
[[Datei:EnerconRotorblattHinterkantenkamm 2018-04-30.jpg|mini|Rotorblatt mit [[Hinterkantenkamm]] zur Geräuschreduktion<ref name="EnerconHinterkantenkamm">{{Internetquelle |url=https://www.kreis-lippe.de/media/custom/2001_8206_1.PDF?1512111677 |titel=ENERCON Windenergieanlagen Hinterkantenkamm |werk=Technische Beschreibung |hrsg=ENERCON GmbH |datum=2014-10-21 |abruf=2018-04-30 |format=PDF |archiv-url=https://web.archive.org/web/20180501004609/https://www.kreis-lippe.de/media/custom/2001_8206_1.PDF?1512111677 |archiv-datum=2018-05-01 |offline=ja }}</ref>]]

Der Windwiderstand der Rotorfläche lässt den Wind graduell zur Seite hin ausweichen. Weiter verbiegen sich die Blätter im starken Windstrom in Windrichtung. Damit trotz beider Effekte die Blätter eher rechtwinkelig zur lokalen Windströmung stehen, werden diese bei der Herstellung in einem (sehr flachen) Winkel gegen den Wind geneigt angeordnet. Das hilft auch zu verhindern, dass ein Blatt am Mast streift. Um ausreichenden Spielraum zwischen Blatt und Mast und auch dem ihm etwas vorstehenden Luftstau zu schaffen, wird typisch auch die Rotorachse so geneigt, dass die Spitze etwas angehoben wird.

Mit einer leichten Sichelform im äußeren Bereich der Rotorblätter weichen in Böen die Blattspitzen nach Lee aus. Die damit einhergehende Verwindung der Blätter mindert den Anströmwinkel und damit die Windlast. Entsprechend kann Material gespart werden.<ref>Siemens: [https://www.siemens.com/innovation/apps/pof_microsite/_pof-fall-2011/_html_de/effizienzsteigerung-bei-windraedern.html ''Luftschwerter für mehr Strom.''] Pressemitteilung von Siemens, zuletzt abgerufen am 6. September 2014.</ref> Zudem lassen sich Rotorblätter mit [[Turbulator]]en wie [[Vortex-Generatoren]] und [[Sägezahn (Aerodynamik)|Zackenbändern]] ausrüsten. Ein relativ neuer Trend in der Formgebung von Rotorflügeln sind [[Tuberkel]] auf der Oberfläche und Kämme an der Flügelhinterkante.<ref>[https://www.iwrpressedienst.de/energie-themen/pm-5368-wirksamkeit-der-tuberkel-technologie-im-windkanal-bestaetigt ''iwrpressedienst.de.'']</ref> Diese Maßnahmen ermöglichen sowohl eine Ertragssteigerung um wenige Prozent als auch eine Geräuschreduktion im Betrieb.<ref>[https://www.erneuerbareenergien.de/extraertraege-durch-retrofits/150/434/74448/ ''Tuning für Windkraftanlagen. Extraerträge durch Retrofits.''] In: ''[[Erneuerbare Energien. Das Magazin]].'' 10. November 2013, abgerufen am 15. Dezember 2014.</ref>

==== Schnelllaufzahl ====
[[Datei:Wind Rotor Prinzip.svg|mini|hochkant=1.2|Prinzip einer Windturbine: Kräfte am Blattquerschnitt. Vereinfacht: Das Blatt wird dem Wind entgegen gestemmt und weicht zur Seite aus.]]

Optimiert wird ein Rotor für den Bereich unterhalb der Nennleistung des Generators. Eine für die Auslegung jeglicher [[Strömungsmaschine]] wichtige Kennzahl ist die [[Schnelllaufzahl]] <math>\lambda</math> (lambda). Sie gibt das Verhältnis der Umfangsgeschwindigkeit des Rotors zur (hier) Windgeschwindigkeit an. Bei gleicher Schnelllaufzahl scheinen sich große Rotoren im Vergleich zu kleineren gemächlich zu drehen. Die für einen maximalen Leistungsbeiwert optimierte Schnelllaufzahl liegt für Ein-, Zwei- und Dreiblattrotoren bei 15, 10 und 7 bis 8. Dreiblattrotoren werden daher bevorzugt mit einer Schnelllaufzahl von 7 bis 8 betrieben.<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 153.</ref> Nebenstehende Abbildung zeigt die Geschwindigkeits-, Kraft- und Winkelverhältnisse für solch eine Schnelllaufzahl an einem Blattquerschnitt bei etwa 2/3 des Radius.

Das [[Drehmoment]] ist umgekehrt proportional zu <math>\lambda</math>, d.&nbsp;h., bei niedrigeren Schnelllaufzahlen erhöht sich das Drehmoment, was einen größeren Generator oder ein kräftigeres Getriebe mit höherer Übersetzung nötig macht und den Wirkungsgrad senkt, weil der den Rotor durchsetzende Luftstrom in Rotation versetzt wird. Dazu kommen Verluste durch die Umströmung der Blattspitzen. Dieser [[Induzierter Widerstand|induzierte Widerstand]] nimmt mit der Zahl der Blätter und mit der Schnelllaufzahl ab. Mit steigender Schnelllaufzahl sind daher weniger Blätter notwendig, um den induzierten Widerstand auf einem konstant niedrigen Niveau zu halten (prinzipiell proportional zu <math>1/\lambda</math>, aber die Blattanzahl muss natürlich eine ganze Zahl sein). Wegen der Proportionalität des Auftriebs zur Blattfläche und zum Quadrat der Strömungsgeschwindigkeit ist mit steigender Schnelllaufzahl außerdem weniger gesamte Blattfläche (proportional zu <math>1/\lambda^2</math>) notwendig, um die gesamte Rotorfläche abzuernten.

Eine größere Blattfläche als nötig, bei geringerem [[Auftriebsbeiwert]], wird vermieden, weil das zu erhöhtem Luftwiderstand führen würde. Zudem senkt eine kleinere Windangriffsfläche der im Sturm stillgelegten Anlage die mechanische Belastung der gesamten Struktur, vom Rotor über den Turm bis zum Fundament. Schlanke Blätter mit geringer Fläche bedingen aber ein Stabilitätsproblem. Da die [[Biegefestigkeit]] und [[Verwindungssteifigkeit]] überproportional mit der Profildicke zunehmen, wird die gesamte Blattfläche, unter Beachtung obiger Zusammenhänge, auf möglichst wenige Blätter aufgeteilt.

Neben der Festigkeitsproblematik begrenzt auch die Aerodynamik die Schnelllaufzahl: Mit flacherem Anströmwinkel wird ein kleinerer Anteil des Auftriebs als Vortrieb wirksam (siehe Abbildung), während der Strömungswiderstand etwa gleich bleibt. Bei einer Schnelllaufzahl, die der Gleitzahl des Profils entspricht, sinkt der Vortrieb im Außenbereich des Rotors auf null.

==== Eisbildung ====
Ein mögliches Phänomen an den Blättern ist [[Eis]]bildung. Sie mindert den Wirkungsgrad, da sie die Form und damit das aerodynamische Profil der Blätter verändert. Auch [[Unwucht]] des [[Rotor]]s kann eine Folge sein. Herabfallende oder durch die Drehbewegung [[Eiswurf|weggeschleuderte Eisbrocken]] stellen eine Gefahr unterhalb der Rotorblätter und in der näheren Umgebung dar. Als [[Sicherheitsabstand]] wird daher die 1,5-fache Summe aus Turmhöhe und Rotordurchmesser empfohlen.<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 841.</ref> Die Anlagen schalten sich bei Eisansatz automatisch ab, der in der Regel durch eine Änderung der intern aufgezeichneten Leistungskurve (Leistung und Wind passen wegen schlechterer Aerodynamik nicht mehr zusammen) und durch Beobachtung der Temperatur oder Unwucht am Rotor ermittelt wird. Die Rotorblätter einiger Firmen können mit einem [[Rotorblattenteisungssystem]] ausgerüstet werden.<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 841 f.</ref> Dieses soll Eisansatz an Blättern vermindern beziehungsweise das Abtauen beschleunigen. Die Heizung hat eine Leistung im ein- bis zweistelligen Kilowattbereich pro Rotorblatt, was jedoch wenig ist gegenüber der eingespeisten Leistung (mehrere hundert bis einige tausend Kilowatt). Bei einigen Anlagen wird zur Blattheizung die Abluft aus der Gondel (dem Generatorhaus auf dem Turm) durch die Rotorblätter gepumpt, sodass die Abwärme von Generator und Stromwandler genutzt wird. Eisabbruch wurde schon mehrfach dokumentiert, jedoch keine Personen- oder Sachschäden, da er wegen der verschlechterten Aerodynamik nur bei geringer Drehzahl oder im Trudelbetrieb nach Eisabschaltung auftritt.

==== Blitzschutzsystem ====
Da Blitzeinschläge an großen Windkraftanlagen nicht zu vermeiden sind, sind die Rotorblätter mit einem [[Blitzableiter|Blitzschutzsystem]] ausgestattet.<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 316 f.</ref> In der Nähe der Blattspitze befinden sich an der Oberfläche des Rotorblatts ein oder mehrere Punkte aus Metall (die sogenannten Rezeptoren). An diesen schlagen Blitze bevorzugt ein. Alternativ werden Blattspitzen aus Aluminium verwendet. Von dort aus werden die Ströme über im Blatt integrierte metallische Leiter über Gondel und Turm in den Boden abgeleitet, wobei die Überbrückung von Lagern ([[Rotorblattlager|Blattlager]], Rotorhauptlager, Turmkopflager) durch [[Funkenstrecke]]n oder [[Schleifring]]e realisiert wird. Statistisch wird eine Windkraftanlage alle zehn Jahre von einem Blitz getroffen, in exponierten Mittelgebirgen deutlich häufiger.<ref>Robert Gasch, Jochen Twele (Hrsg.): ''Windkraftanlagen. Grundlagen, Entwurf, Planung und Betrieb.'' Springer, Wiesbaden 2013, S. 98&nbsp;f.</ref>

====  Entsorgung und Recycling ====
Die Entsorgung und Recycling demontierter Rotorblätter gestaltet sich wegen ihrer widerstandsfähigen Materialien schwierig. 2024 liegt das jährliche Abfallaufkommen bei etwa 4000 bis 5000 Tonnen. Schätzungen des Umweltbundesamts zufolge werden bis 2030 jährlich rund 20.000 Tonnen Rotorblattabfälle anfallen. In den 2030er-Jahren könnte die Menge auf bis zu 50.000 Tonnen im Jahr anwachsen.<ref name="FAZ 8.10.24" />

=== Maschinenhaus ===
[[Datei:Windpark Hohenahr, Maschinenhaus WEA 4.JPG|mini|Maschinenhaus einer 2,4-MW-Anlage]]
[[Datei:Vestas wind turbine generator house inside.jpg|mini|Generatorhaus einer Vestas-WKA von innen]]

Im Maschinenhaus, auch als Gondel bezeichnet, sind der Triebstrang, ein Teil der elektrischen Ausrüstung, die [[Windrichtungsnachführung]], die Rotorkopflagerung, sowie Hilfsausrüstung wie z.&nbsp;B. Kühlsysteme, Elektronik usw. untergebracht. Obwohl damit die Montage des Maschinenhauses sowie die Zugänglichkeit und Wartung der Aggregate im Maschinenhaus komplizierter ist als bei anderen Konzepten, hat sich diese Bauweise aufgrund ihrer Vorteile (kurze mechanische Übertragungswege, geringe dynamische Probleme) als Standardlösung durchgesetzt. Bei älteren Anlagen sind die Triebstrangkomponenten in der Regel hintereinander auf einer tragenden Bodenplatte angeordnet. Bei neueren Anlagen befinden sich im vorderen Teil des Maschinenhauses zunehmend gegossene Maschinenträger, die Rotorlasten sowie das Eigengewicht der Gondel direkt in den Turm leiten, während Generator und Hilfsaggregate im hinteren Bereich der Gondel auf einer leichteren Stahlblechkonstruktion ruhen.<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 395.</ref> Auch Öl- und Hydraulikversorgung, Heizung, Datenerfassungs- und Verarbeitungssysteme, Brandmelde- und ggf. [[Feuerlöschanlage]]n sind im Maschinenhaus installiert. In vielen Anlagen finden sich Kransysteme, mit denen einzelne Systemkomponenten ohne Einsatz eines aufwendigen mobilen Kranes gewartet oder ausgetauscht werden können.
[[Datei:Vindkraftverk EON Vestas V90 Skabersjo 20120815 0065F (8254740912).jpg|mini|Vestas V90 mit aufliegendem Kühler]]
Auf dem Maschinenhaus sind in der Regel Umweltsensoren montiert, häufig auch ein [[Kühler]],<ref>{{Patent| Land=EP| V-Nr=2391824| Code=B1| Titel=Windturbinengondel mit Kühlvorrichtung auf der Oberseite| A-Datum=2010-01-29| V-Datum=2017-10-25| Anmelder=Vestas wind System A/S| Erfinder=Krishnamoorthi Sivalingam et al}}</ref> sowie bei manchen Offshore-Anlagen auch eine Hubschrauberplattform.

==== Maschinenstrang ====
[[Datei:TURBOWINDS Sortie hall de montage.jpg|mini|Maschinenstrang mit Nabe, Rotorwelle, Getriebe (blau) und Generator (grün) an einer 600-kW-Anlage aus den 1990er Jahren]]

Zum mechanischen Triebstrang zählen alle sich drehenden Teile, d.&nbsp;h. Nabe, Rotorwelle und ggf. Getriebe. Lange Zeit wurden vorwiegend Anlagen mit zumeist dreistufigem Getriebe und Asynchrongeneratoren sowie getriebelose Anlagen mit fremderregtem Synchrongenerator verwendet (letztere fast ausschließlich durch das Unternehmen [[Enercon]]). Seit Ende der 2000er Jahre ist jedoch eine starke Ausdifferenzierung der Antriebsstränge sowie ein Trend zu direktangetriebenen Windkraftanlagen mit [[Permanentmagnet]]generator zu beobachten.<ref>{{Webarchiv |url=http://windmonitor.iwes.fraunhofer.de/opencms/export/sites/windmonitor/img/Windenergie_Report_2011.pdf |text=''Windenergie Report Deutschland 2011.'' |wayback=20151208081519}}. (PDF; 6,1&nbsp;MB). [[Fraunhofer IWES]]. Abgerufen am 14. Juli 2012, S. 59.</ref> Gerade bei Offshore-Anlagen gibt es einen Trend zu getriebelosen WKA.<ref>Paraic Higgins, Aoife Foley: ''The evolution of offshore wind power in the United Kingdom.'' In: ''[[Renewable and Sustainable Energy Reviews]]'' 37, (2014), 599–612, S. 604 f., [[doi:10.1016/j.rser.2014.05.058]].</ref>

===== Nabe =====
[[Datei:Windkraftanlage Rotorblatt Achse.JPG|mini|Blick auf die Verbindung Rotorblatt – Rotornabe]]

Obwohl zugleich Teil des Rotors, stellt die Rotornabe die erste Komponente des mechanischen Triebstrangs dar. In Windkraftanlagen mit [[Pitch (Aerodynamik)|Pitchregelung]] (Blattverstellung), wie sie seit Jahren Standard sind, sind die Komponenten zur Blattverstellung in der Rotornabe untergebracht. Hierzu zählen zum Beispiel die elektrischen oder hydraulischen Stellmotoren und deren Notenergieversorgung, um auch im Falle einer Netzunterbrechung die Anlage sicher bremsen und abschalten zu können. Da die Rotornabe zu den mechanisch höchstbelasteten Teilen einer Windkraftanlage zählt, kommt ihrer Fertigung besondere Bedeutung zu. Rotornaben großer Anlagen bestehen zumeist aus Gusswerkstoffen, speziell [[Gusseisen mit Kugelgraphit|Kugelgraphit]]guss. In der Vergangenheit waren auch Bauformen aus Stahlblech oder Schmiedeteilen verbreitet.<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 342–345.</ref>

Heutzutage kommen bei größeren Serienmaschinen praktisch ausschließlich starre Naben zum Einsatz. Früher wurde mit [[Schlaggelenk]] und [[Pendelnabe]] experimentiert, um die mechanische Belastung der Gesamtanlage reduzieren zu können. Nachteilig sind die Komplexität, höhere Kosten und Störanfälligkeit. Es wird daher üblicherweise nur zwischen Naben mit fest installierten Rotorblättern und Naben mit Pitchregelung unterschieden.<ref>Robert Gasch, Jochen Twele (Hrsg.): ''Windkraftanlagen. Grundlagen, Entwurf, Planung und Betrieb.'' Springer, Wiesbaden 2013, S. 68 f.</ref>
GJS,

===== Getriebe =====
[[Datei:Scout moor gearbox, rotor shaft and brake assembly.jpg|mini|Montage eines Triebstranges]]

Ein Übersetzungsgetriebe dient der Erhöhung der Drehzahl. Je schneller ein Generator läuft, desto kleiner kann er ausgelegt werden. Getriebe sind üblich, aber technisch nicht zwingend notwendig: Getriebelose Designs waren bis etwa 2005 nur wenig verbreitet, seither gewinnen sie Marktanteile. Mittlerweile ist das Getriebe zu einer Zulieferkomponente geworden, die mit gewissen Anpassungen durch die Hersteller aus der Serienfertigung übernommen wird. Getriebeprobleme resultierten in der Vergangenheit häufig aus zu schwach dimensionierten Getrieben. Moderne Anlagen werden laut Hau (2014) angemessen ausgelegt.<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 376.</ref>

Üblicherweise sind Windkraftgetriebe mehrstufig gestaltet; die Bandbreite reicht von einer bis vier Getriebestufen. Während bei kleinen Anlagen bis ca. 100&nbsp;kW häufig reine [[Stirnradgetriebe]] zum Einsatz kommen, werden bei größeren Anlagen aufgrund hoher [[Lagerreaktion]]skräfte bei Stirnradgetrieben zumindest für die erste Getriebestufe [[Planetengetriebe]] verwendet. Bei Anlagen über 2,5&nbsp;MW kommt auch bei der zweiten Stufe ein Planetengetriebe zum Einsatz. Diese besitzen üblicherweise drei bis fünf Planeten und damit mehrere Eingriffspunkte, wodurch die einzelnen Komponenten durch die Aufteilung des Drehmomentes entlastet werden und zugleich das Getriebe kompakter gebaut werden kann. Auch lässt sich auf diese Weise eine Leistungsverzweigung erreichen.

Die letzte Getriebestufe ist in aller Regel als Stirnradstufe ausgeführt, sodass ein Achsversatz zwischen Eingangs- und Ausgangswelle erreicht wird. So ist mittels einer [[Hohlwelle]] eine einfache Durchführung von Energieversorgung und Steuerungskabeln für die in der Nabe befindlichen Pitch-Motoren durch das Getriebe hindurch möglich, ohne dass diese auch durch den Generator geführt werden müssen.<ref>Alois Schaffarczyk (Hrsg.): ''Einführung in die Windenergietechnik.'' München 2012, S. 243 f.</ref>

===== Bremse =====
Ebenfalls zum Antriebsstrang gehört eine [[Bremse]], deren Art von der Wahl der Rotorblattsteuerung abhängt. Bei Anlagen mit Stallregelung muss die Bremse in der Lage sein, die gesamte Bewegungsenergie des Rotors und des Generators im Notfall aufzunehmen. Sie muss deshalb sehr leistungsfähig sein. Teilweise wird sie auch als Betriebsbremse eingesetzt, um die Rotordrehzahl bei [[Bö|Windböen]] innerhalb der Toleranzen zu halten. Hierzu kommen meist große [[Scheibenbremse]]n zum Einsatz. Anlagen mit aktiver Stallregelung und Pitchregelung können die Rotorblätter aus dem Wind drehen und aerodynamisch abbremsen. Eine mechanische Bremsanlage fällt dann kleiner aus oder kann sogar ganz entfallen. Alle Anlagen müssen mit zwei voneinander unabhängigen Bremssystemen ausgerüstet sein. Dazu zählen unabhängig voneinander verstellbare Rotorblätter.

Zertifizierungsgesellschaften wie z.&nbsp;B. der [[Germanischer Lloyd|Germanische Lloyd]] setzen Vorgaben fest für die Teile des Antriebsstranges in Bezug auf Geräusche, Schwingungsverhalten und Lastprofile. Dies ist von großer Bedeutung, da diese Teile außergewöhnlichen Beanspruchungen unterliegen.

==== Generator ====
Für die Umwandlung mechanischer in elektrische Leistung werden Drehstrom-[[Drehstrom-Asynchronmaschine|Asynchron]]- oder [[Drehstrom-Synchronmaschine|-Synchron]]-Generatoren eingesetzt. Der Generator wird auf Lebensdauer, Gewicht, Größe, Wartungsaufwand, Kosten und Wirkungsgrad optimiert, wobei sich Wechselwirkungen mit Getriebe und der Netzanbindung ergeben. Die [[Drehzahl]] des Generators (und damit des Rotors) kann konstant, zweistufig (für niedrige und hohe Windgeschwindigkeit) oder stufenlos anpassbar sein. Für niedrige Drehzahlen, wie sie bei getriebelosen Anlagen (sogenannter Direktantrieb) vorliegen, sind Synchrongeneratoren notwendig.

===== Asynchrongenerator =====
[[Datei:Windturbine HamburgWasser Steinwerder 02.jpg|mini|hochkant|Windkraftanlage des Typs [[Nordex SE#N117/3000|Nordex N117/3000]] in konventionellem Design mit Getriebe und doppelt-gespeistem Asynchrongenerator]]

====== Frühe Antriebsstrangkonzepte ======
Die einfachste Art eines Asynchrongenerators ist ein solcher mit [[Kurzschlussläufer]]. Ist er nicht polumschaltbar, kann man ihn direkt am Netz nur mit einer Drehzahl betreiben: bei einer [[Polpaarzahl]] von z.&nbsp;B. 2 (d.&nbsp;h. vier Pole) ergibt sich mit der [[Netzfrequenz]] von 50&nbsp;[[Hertz (Einheit)|Hertz]] eine synchrone Drehzahl von 1500/min. Im Generatorbetrieb liegt die Läuferdrehzahl (Drehzahl der Generatorwelle) über der der synchronen Drehzahl (im Motorbetrieb darunter, daher der Name Asynchronmaschine).

Bei polumschaltbaren Asynchrongeneratoren gibt es die Möglichkeit, die Windkraftanlage wahlweise mit zwei festen Drehzahlen zu betreiben, entsprechend besitzt der Generator getrennte Wicklungen z.&nbsp;B. mit zwei oder drei Polpaaren. Damit liegen die synchronen Drehzahlen bei 1500 und 1000/min. Der Vorteil besteht darin, dass so der Generator sowohl bei niedrigen als auch bei hohen Windgeschwindigkeiten mit hohem Wirkungsgrad arbeiten kann. Diese einfachen Varianten mit Asynchrongeneratoren kommen heute in der Regel nicht mehr zum Einsatz.

====== Anlagen mit Getriebe und doppelt gespeisten Asynchrongenerator ======
Trotz zunehmender Konkurrenz durch getriebelose Anlagenkonzepte und Anlagen mit Vollumrichter stellen Windkraftanlagen mit Getriebe, [[Doppelt gespeiste Asynchronmaschine|doppelt gespeisten Asynchronmaschinen]] mit Schleifringläufer und läuferseitigem [[Frequenzumrichter]] nach wie vor die häufigste Bauart von Windkraftanlagen dar.<ref name="Cheng">Ming Cheng, Ying Zhu: ''The state of the art of wind energy conversion systems and technologies: A review.'' In: ''[[Energy Conversion and Management]]'' 88, (2014), 332–347, [[doi:10.1016/j.enconman.2014.08.037]].</ref> Sie sind zwar teurer als Anlagen mit direkt netzgekoppeltem Asynchrongenerator, sind dafür aber über einen weiten Drehzahlbereich regelbar und zeigen somit einen hohen Wirkungsgrad. Die Leistung, die der Frequenzumrichter liefern muss, entspricht im Verhältnis zur Generatorleistung nur der relativen Abweichung der Drehzahl von der Synchrondrehzahl, üblicherweise ca. 30 % der Generatorleistung. Da der Asynchrongenerator eine hohe Drehzahl benötigt, ist bei dieser Bauart ein Getriebe nötig. Obwohl in beiden Fällen der Stator seine Leistung netzsynchron abgibt, lässt sich hier über die Phase der Erregung der Blindleistungsbedarf regeln, womit derartige Antriebsstränge ähnliche Vorteile bieten wie solche mit Synchrongeneratoren und Vollumrichtern.<ref>[[Volker Quaschning]]: ''Regenerative Energiesysteme, Technologie – Berechnung – Simulation.'' München 2011, S. 290.</ref>

===== Synchrongenerator =====
====== Direkt angetriebene Anlagen mit fremderregtem Synchrongenerator ======
[[Datei:WEPV 11.JPG|mini|[[Enercon E-82]] ohne Getriebe; gut erkennbar: der [[Synchrongenerator]] in Ringform zwischen Nabe und Gondel]]

Der Einsatz von Synchrongeneratoren mit [[Frequenzumrichter]] erlaubt aufgrund ihrer wesentlich höheren Polpaarzahl von bis zu 36, dass auf ein Vorschaltgetriebe verzichtet werden kann – sie können mit der Drehzahl des Rotors betrieben werden. Vorteile dieses Konzeptes mit [[Erregersysteme für Synchronmaschinen#Erregertypen|fremderregtem Generator]] sind eine höhere Zuverlässigkeit und ein geringerer Wartungsaufwand.<ref>Alois Schaffarczyk (Hrsg.): ''Einführung in die Windenergietechnik.'' München 2012, S. 251.</ref> Eingeführt wurde dieses Konzept, das sich sehr rasch am Markt etablierte und bewährte, Anfang der 1990er Jahre mit der [[Liste der Windkraftanlagentypen von Enercon#E-40|Enercon E-40]].<ref>[[Siegfried Heier]]: ''Windkraftanlagen. Systemauslegung, Netzintegration und Regelung.'' Wiesbaden 2005, S. 13 u. S. 186.</ref> Allerdings wird dies ebenso mit Nachteilen erkauft: neben höheren Investitionskosten u.&nbsp;a. mit einem vergrößerten Generatordurchmesser (nennleistungsabhängig ungefähr zwischen drei und zwölf Meter, letzterer für [[Liste der Windkraftanlagentypen von Enercon#E-126|Enercon E-126]]) und einem folglich höheren Generatorgewicht. Zwar wirkt sich das höhere Turmkopfgewicht im Leistungsbereich zwischen 2 und 3&nbsp;MW noch nicht allzu stark aus, bei Multi-MW-Anlagen über 5&nbsp;MW werden die hohe Turmkopfmasse und damit die Kosten für Rohstoffe, Bau und Logistik jedoch zunehmend problematisch.<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 444 f.</ref>

Wie bei allen mit variabler Drehzahl betriebenen Synchrongeneratoren muss die mit der Drehzahl des Rotors schwankende Frequenz der erzeugten [[Elektrische Spannung|Spannung]] zunächst in Gleichstrom [[Gleichrichter|gleichgerichtet]] und dann mit einem netzgeführten [[Wechselrichter]] wieder in einen Wechselstrom umgeformt werden, um mit den gewünschten Werten von Spannung, Frequenz und [[Phasenverschiebung|Phasenwinkel]] ins Netz zu gelangen. Der Umrichter muss die volle Generatorleistung verarbeiten; durch die Entkoppelung von Generator und Einspeisung erreichen diese Anlagen jedoch eine hohe Effizienz und beim heutigen Stand der Leistungselektronik eine sehr gute [[Netzrückwirkung|Netzverträglichkeit]].<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 436 f.</ref>

====== Anlagen mit permanenterregtem Synchrongenerator {{Anker|permanenterregt}} ======
[[Erregersysteme für Synchronmaschinen#Permanentmagneterregung|Permanenterregte Generatoren]] (PMG) nutzen [[Dauermagnet]]e und weisen gegenüber fremderregten Generatoren einige Vorteile auf. Neben einem etwas höheren Wirkungsgrad aufgrund des Wegfalls der [[Erregerstrom|Erregerleistung]] lassen sie sich durch ihre höhere [[Magnetische Feldstärke|Feldstärke]] kompakter und leichter bauen, wovon insbesondere getriebelose Konzepte mit großen Generatoren (von z.&nbsp;B. [[Siemens Wind Power]], [[Vensys Energy|Vensys]], [[Goldwind]]) profitieren. Vorteile hat die Nutzung von Permanentmagnetgeneratoren damit vor allem bei getriebelosen Offshore-Windkraftanlagen der Multi-MW-Klasse, während für Onshore-Anlagen mehrere andere bewährte Generatorkonzepte existieren.<ref>Mario Mocker et al.: ''Technologierohstoffe für erneuerbare Energien – Verfügbarkeit und ökologische Aspekte.'' In: ''[[Chemie Ingenieur Technik]]'' 87, (2015), [[doi:10.1002/cite.201400121]].</ref> PMGs kommen aber auch in Getriebeanlagen mit kompakten Generatoren (von z.&nbsp;B. [[GE Wind Energy|General Electric]] und [[Vestas]]) vor. Die benötigten Dauermagnete bestehen üblicherweise aus [[Seltenerdmagnet]]en wie [[Neodym-Eisen-Bor]]. Zur lang anhaltenden Gewährleistung der Feldstärke bei hohen Temperaturen kann zusätzlich [[Dysprosium]] beigemischt werden.<ref name="ne1703">{{Literatur |Autor=Bernd Müller |Hrsg=[[Bundesverband Windenergie]] |Titel=Seltene Erden – nicht mehr selten? |Sammelwerk=neue energie |Datum=2017-03 |ISSN=0949-8656}}</ref> Neodym und Dysprosium sind [[Metalle der Seltenen Erden]] und unterliegen Preisschwankungen. Das [[Marktpreisrisiko]] für die Hersteller und die [[Umweltproblem]]e, die mit dem Abbau und der Gewinnung von Seltenen Erden verbunden sind, wirken sich nachteilig aus. Die in der Vergangenheit problematische schlechtere [[Regelungstechnik|Regelbarkeit]] hat sich durch technische Fortschritte bei [[Frequenzumrichter]]n relativiert.<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 420 f.</ref>

===== Vollhydrostatischer Antriebsstrang =====
An der [[RWTH Aachen]] wurde im [[Institut für fluidtechnische Antriebe und Steuerungen]] ein [[Hydrostatisches Getriebe|vollhydrostatischer]] Antriebsstrang für Windkraftanlagen auf einem Prüfstand untersucht. Bei diesem Antriebskonzept sind unterschiedlich große [[Radialkolbenpumpe]]n direkt mit der Rotorwelle verbunden und das große Drehmoment der Rotorblätter wird direkt in hydraulische Energie gewandelt. Volumengeregelte Hydraulikmotoren treiben einen mit konstanter Drehzahl laufenden Synchrongenerator an, sodass keine Frequenzumrichter für die Netzanpassung erforderlich sind. Die Direkteinspeisung über einen mit Netzfrequenz laufenden Synchrongenerator steigert einerseits die Qualität des eingespeisten Stroms durch reine Sinusform, zugleich bietet das Antriebskonzept als Ganzes den Vorteil sehr guter Dämpfungseigenschaften gegenüber hohen Momentenstößen, wie sie durch Windböen verursacht werden, wodurch die Anlagenstruktur geschont wird.<ref>{{Internetquelle |autor=Johannes Schmitz, Nils Vatheuer |url=http://www.ifas.rwth-aachen.de/html/02_science/showProject.php?id=wea&lang=de |titel=Hydrostatischer Triebstrang für Windenergieanlagen |hrsg=IFAS an der RWTH Aachen |archiv-url=https://web.archive.org/web/20151126174919/http://www.ifas.rwth-aachen.de/html/02_science/showProject.php?id=wea&lang=de |archiv-datum=2015-11-26 |abruf=2012-08-14}}</ref>

==== Windrichtungsnachführung ====
Die Windrichtungsnachführung erfolgt mit [[Servomotor|Stellmotoren]] (auch [[Azimut]]<nowiki />antrieb oder [[Gierachse|Gier]]<nowiki />motoren genannt). Die Windrichtung wird dabei über Sensoren, sogenannte [[Windrichtungsgeber]], ermittelt. Die Nachführung erfolgt langsam, um hohe [[Kreiselmoment]]e zu vermeiden. Um Schwingungen der Anlagen um die Turmachse zu vermeiden, werden die Stellmotoren (meist sind mehrere vorhanden) gegeneinander verspannt, oder das gesamte Lager wird mit einer Bremse festgesetzt, wenn es nicht in Bewegung ist. Auch die natürliche [[Dämpfung]] von Gleitlagern wird genutzt.

Die elektrische Anbindung der Gondel für Steuersignale und den erzeugten Strom an der Turminnenseite nach unten erfolgt über frei hängende, torsionsflexible Kabel. Schleifkontaktringe sind bei den hohen elektrischen Strömen zu wartungsintensiv. Um diese Kabel nicht zu sehr zu verdrehen, ist die Anzahl der Gondelumdrehungen je Richtung von der Mittelstellung begrenzt. Übliche Verdrehwinkel sind 500 bis 600°, was durch Verwindungszähler kontrolliert wird.<ref>Vgl. Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 452.</ref> Wird die maximal zulässige Verdrillung erreicht, dreht sich die Gondel bei stehendem Rotor zur Entspannung der Kabel einige Male um die Hochachse in entgegengesetzte Richtung.

=== Elektrik/Einspeisung ===
[[Datei:Transformatorhäuschen einer Windkraftanlage.JPG|mini|Transformatorhäuschen einer Windkraftanlage (im&nbsp;Vordergrund)]]

Die elektrische Ausrüstung lässt sich in den [[Generator]], in das System zur Netzeinspeisung und in das Steuer- und Überwachungssystem für den Anlagenbetrieb unterteilen.

Bei den älteren, drehzahlstarren Anlagen ist der Generator, teils mit [[Leistungstransformator|Zwischentransformator]] zur Spannungsanpassung, direkt an das öffentliche Stromnetz gekoppelt – er läuft mit Netzfrequenz. Bei einem [[Asynchrongenerator]] mit Kurzschlussläufer wird eine Vorrichtung zur [[Blindleistungskompensation]] parallel zum Generator geschaltet. Bei modernen Anlagen wird die Generatordrehzahl mittels [[Umrichter|Wechselstrom-Umrichter]] von der Netzfrequenz entkoppelt.

Bei beiden Generatorvarianten wird die Spannung zuletzt auf die in den jeweiligen [[Mittelspannungsnetz]]en übliche Netznennspannung [[Leistungstransformator|transformiert]]. Die Windkraftanlage wird über [[Leistungsschalter]] mit dem öffentlichen Stromnetz verbunden, dabei dienen [[Messwandler]] zur Ermittlung der übertragenen Leistungen. Während Kleinanlagen ggf. in [[Niederspannungsnetz]]e einspeisen können, werden normale Windkraftanlagen fast immer ans Mittel- oder Hochspannungsnetz angeschlossen, müssen daher zur Sicherung der Netzstabilität die [[Mittelspannungsrichtlinie]] erfüllen. Für die Inbetriebnahme ist ein Nachweis der Netzkonformität notwendig: der Betreiber muss u.&nbsp;a. nachweisen, dass die geltenden Richtlinien (z.&nbsp;B. in Bezug auf Einhaltung der [[Netzspannung]], [[Flicker (Elektrotechnik)|Flicker]], [[Oberschwingung]]en und Netzstützung bei kurzzeitigen [[Spannungseinbruch|Spannungseinbrüchen]] im Verbundnetz) eingehalten werden.<ref>Volker Quaschning: ''Regenerative Energiesysteme. Technologie – Berechnung – Simulation.'' 8., aktualisierte Auflage. München 2013, S. 308&nbsp;f.</ref>

Moderne Windkraftanlagen sind in der Lage, [[Regelleistung (Stromnetz)|Regelenergie]] zu liefern und weitere Systemdienstleistungen zur Sicherheit des Stromnetzes zu übernehmen; eine Fähigkeit, die mit zunehmendem Anteil erneuerbarer Energien an Bedeutung gewinnt.<ref>McKenna et al.: ''Key challenges and prospects for large wind turbines.'' In: ''[[Renewable and Sustainable Energy Reviews]]'' 53, (2016), 1212–1221, S. 1219, [[doi:10.1016/j.rser.2015.09.080]].</ref> Zudem müssen Windkraftanlagen in der Lage sein, bei [[Elektrischer Kurzschluss|Kurzschlüssen]] sogenannte [[Kurzschlussleistung]] zur Verfügung zu stellen, ohne sich unmittelbar vom Netz zu trennen, um die Netzstabilität zu sichern. Neuere Windparks sind in ihrer Gesamtheit regelbar.

Anlagen mit Pitch-Regelung können in Inselnetzen, in denen nicht wie im Verbundnetz eine maximale Erzeugung angestrebt wird, entsprechend der Leistungsnachfrage im Lastfolgemodus betrieben werden. Zudem ist wie bei konventionellen Kraftwerken grundsätzlich ein angedrosselter Betrieb möglich, der in gewissen Grenzen eine gleichbleibende Energieeinspeisung bei nachlassendem Wind ermöglicht.<ref>Martin Kaltschmitt, Wolfgang Streicher, Andreas Wiese (Hrsg.): ''Erneuerbare Energien. Systemtechnik, Wirtschaftlichkeit, Umweltaspekte.'' Berlin/Heidelberg 2013, S. 483.</ref>

Neben der Bereitstellung von negativer [[Regelleistung (Stromnetz)|Regelleistung]] durch Drosseln der Leistung sind drehzahlvariable Windkraftanlagen mit Vollumrichter grundsätzlich ebenfalls in der Lage, durch Erhöhung der Leistung kurzfristig (d.&nbsp;h. für einige Sekunden) positive Regelleistung ins Netz einzuspeisen. Damit könnten Windkraftanlagen mit entsprechender Anlagensteuerung sowohl bei Über- als auch bei Unterfrequenz zur Frequenzstabilität des Stromnetzes beitragen. Die hierfür benötigte Energie stammt aus der gespeicherten kinetischen Energie von Rotor und Triebstrang, dessen Drehzahl dabei absinkt.<ref>Anca D. Hansen, Müfit Altin, Ioannis D. Margaris, Florin Iov, Germán C. Tarnowski: ''Analysis of the short-term overproduction capability of variable speed wind turbines.'' In: ''[[Renewable Energy (Zeitschrift)|Renewable Energy]].'' 68 (2014) 326–336, S. 326&nbsp;f [[doi:10.1016/j.renene.2014.02.012]].</ref> Mit Stand 2015 arbeiten erste Hersteller daran, ihre Anlagen mit dieser Boost-Funktion auszustatten, um verstärkt Systemdienstleistungen zur Netzunterstützung bereitstellen zu können.<ref name="Neue Schwachwindanlagen">[https://www.erneuerbareenergien.de/grossrotorturbinen-noch-mehr-bilder-und-aussagen/150/434/91386/1 ''Neue Schwachwindanlagen. Großrotorturbinen: Noch mehr Bilder und Aussagen.''] In: ''[[Erneuerbare Energien. Das Magazin]].'' 2. November 2015, abgerufen am 2. November 2015.</ref>

Ein weiterer wichtiger Teil ist die [[Sensorik (Technik)|Sensorik]] zur Anlagensteuerung und -überwachung. Die Windkraftanlagen besitzen eine permanente Überwachung ihrer mechanischen Komponenten, um Veränderungen zu erkennen und Schadensereignissen durch rechtzeitige Maßnahmen vorbeugen zu können (z.&nbsp;B. mittels Schwingungsdiagnose). Die [[Versicherer]] von Windkraftanlagen fordern solche Fernüberwachungs- oder auch [[Condition-Monitoring]]-Systeme, wenn die Anlagen günstig versichert werden sollen.

Die Anlagen sind an ein Ferndiagnosenetz angeschlossen, das alle Werte und Betriebszustände und eventuelle Störungen an eine Zentrale übermittelt. Diese koordiniert alle Wartungsarbeiten. Die wichtigsten Kenndaten einer Windkraftanlage können in speziellen [[Website|Internetangeboten]] den Eigentümern zur Ansicht gestellt werden. Es gibt auch Systeme, die die Eigentümer zusätzlich beim Anfahren, Abschalten oder bei Störungen per [[Short Message Service|SMS]] informieren.

=== Turm ===
[[Datei:Windkraftwerk Turm innen.jpg|mini|Leiter im Stahlrohrturm einer Windkraftanlage]]

Der Turm ist zeitweise hohen Belastungen ausgesetzt, denen er unter allen Betriebsbedingungen sicher widerstehen muss. Größer als das Gewicht von Rotor und Maschinengondel, deren Masse von zusammen bis zu mehreren hundert [[Tonne (Einheit)|Tonnen]] in Verbindung mit Schwingungen an Bedeutung gewinnt, ist in Böen die [[Windlast]], die als überwiegend horizontale Last insbesondere am Turmfuß hohe [[Biegemoment]]e bewirkt. Je höher der Turm – entscheidender Faktor für den Ertrag der Anlage –, desto breiter der Turmfuß. Die Turmkonstruktion berücksichtigt den Transport zur Baustelle, die Errichtung und möglichst auch den Rückbau; die Berechnung der Türme erfolgt für die vorgesehene Lebensdauer der Anlage. Vorhandene Türme können daher nach Ablauf dieser Lebensdauer in der Regel nicht weiter als Träger für modernere Anlagengenerationen genutzt werden. Mit der Zustandsmessung z.&nbsp;B. zwanzig Jahre alter Türme gibt es kaum Erfahrungen: die heute 20 oder 25 Jahre alten Türme sind meist so niedrig, dass ein Abriss und Neubau ([[Repowering]]) attraktiver erscheint als das Ausrüsten eines alten Turmes mit einer neuen Gondel bzw. neuen Flügeln.

Bei kleinen Anlagen wurden zum Teil Türme mit Außenaufstieg, also einer Leiter außen am Turm, verwendet. Dies erlaubte eine schlankere Gestaltung der Türme, da dann das Innere nicht begehbar sein musste. Größere Anlagen werden, mit Ausnahme von Gittermasten, grundsätzlich innerhalb des Turmes bestiegen. Türme über 80&nbsp;m Höhe haben im Inneren neben einer Leiter mit [[Klettersicherung|Steigsicherung]] oft einen Fahrkorb oder [[Aufzugsanlage|Aufzug]], der den Aufstieg erleichtert.<ref>Vgl. Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 514.</ref> Daneben gibt es häufig eine Seilwinde oder einen Bordkran für den Materialtransport.

Während an Küstenstandorten schon relativ kleine Türme ausreichen, rechnet man im norddeutschen Binnenland mit etwa 0,7 % Mehrertrag pro Meter Höhe, wobei der Wert je nach Standort zwischen 0,5 und 1 % schwanken kann.<ref>Vgl. Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 531.</ref> Daher bieten die Hersteller verschiedene Turmhöhen und -varianten für die gleiche Rotorgröße an. Ein hoher Turm wird üblicherweise in einzelnen Teilen aufeinander gesetzt, da er nicht am Stück zur Baustelle zu transportieren ist. Die Einzelteile sind dabei so groß wie möglich. Das gilt sowohl für Türme aus Stahlröhren, für [[Stabwerk (Technische Mechanik)|Stabwerke]] aus Stahl (siehe [[Mastschuss]]) und für solche aus Holz (siehe unten), denn Montagearbeiten am Boden oder gar im Werk sind schneller und sicherer als mit schwebenden Lasten.

Je größer die Turmhöhe, desto unwirtschaftlicher wird der Einsatz [[Mobilkran|mobiler Krane]] für das Errichten des Turmes und die Montage von Gondel und Rotor. [[Turmdrehkran#Obendrehende Turmkrane|Obendrehende Turmkrane]] mit Verankerungen zum wachsenden Turm wiegen weniger, sind über schmalere Zuwege zur Baustelle zu bringen und finden dort auf dem Fundament des Turmes Platz und Halt, ein Vorteil insbesondere in Waldgebieten.<ref name="SBögl">Stefan Bögl: {{Webarchiv |url=http://www.max-boegl.de/boeglnet/web/binary.jsp?nodeId=1135&binaryId=1002423&disposition=inline |text=''Hybride Windkrafttürme – Neue Generation von Windkraftanlagen.'' |wayback=20120606203835}}. 36. Lindauer Bauseminar, Januar 2011.</ref>

Bei einigen Windkraftanlagen werden die Türme auch als Standort für [[Sendeantenne]]n von Funkdiensten mit kleiner Leistung im [[Ultrakurzwelle]]n-Bereich wie dem [[Mobilfunk]] genutzt.

==== Stahltürme ====
[[Datei:2012-05-28 Fotoflug Cuxhaven Wilhelmshaven DSCF9351.jpg|mini|hochkant|Windkraftanlage mit Stahlturm kurz vor dem Ersatz durch eine daneben errichtete Anlage mit Hybridturm]]

Unterschieden wird in [[Stahlrohrturm|Stahlrohrtürme]] und [[Stahlschalenturm|Stahlschalentürme]]. Stahlrohrtürme sind die heutige Standardbauweise für Windkraftanlagentürme. Sie besitzen eine konische Form und bestehen meist aus zwei bis fünf Teilen, die mit [[Flansch (Stahlbau)|Flanschverbindungen]] verschraubt werden. Mit ihnen können bei herkömmlicher Bauweise Nabenhöhen bis etwa maximal 120&nbsp;m erreicht werden (Stand 2014), wobei die Wandstärken 10 bis 50 Millimeter betragen. Nicht zu große Rohrstücke können im Werk gefertigt und dann über die Straße transportiert werden.<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 507–513.</ref> Optimal sind Durchmesser der Turmbasis von über 6&nbsp;m, da mit größeren Durchmessern Material gegenüber Türmen mit schmalerem Turmfuß eingespart werden kann, allerdings erlauben herkömmliche Bauweisen nur Durchmesser bis ca. 4,5&nbsp;m.<ref name="McKenna 2016" />

Jedoch besteht die Möglichkeit, durch Zusammenschrauben mehrerer Längsplatten anstelle von gewalzten Türmen die Turmbasis zu vergrößern und somit größere Nabenhöhen zu erzielen.<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 513 f.</ref> Bei manchen Herstellern wie Vestas oder Siemens ist daher entgegen dem Branchentrend eine verstärkte Nutzung von Stahltürmen festzustellen.<ref name="McKenna 2016">McKenna et al.: ''Key challenges and prospects for large wind turbines.'' In: ''[[Renewable and Sustainable Energy Reviews]]'' 53, (2016), 1212–1221, S. 1218, [[doi:10.1016/j.rser.2015.09.080]].</ref> Beispielsweise stellte Vestas 2015 einen aus drei 120°-Segmenten bestehenden Stahlturm mit einem Turmbasisdurchmesser von mehr als 6&nbsp;m und einer Nabenhöhe von 149&nbsp;m vor, bei dem die Wandstärke gegenüber Standardtürmen etwa halbiert werden konnte.<ref name="WPM V136" />

Bei diesen sogenannten Stahlschalentürmen bestehen die Turmschalen nicht aus einem zusammenhängenden Blech, sondern mehreren gekanteten und tangential verschraubten Blechen, sodass sich ein Polygon als Querschnitt ergibt. Zwar weist diese Turmvariante eine wesentlich höhere Anzahl an Schraubverbindungen gegenüber Stahlrohrtürmen auf, jedoch lassen sich die gekanteten Bleche der einzelnen Turmsegmente relativ aufwandsarm transportieren. Zudem lässt sich ein großer Turmfußdurchmesser realisieren, sodass Bleche von geringerer Dicke eingesetzt werden können, als sie beim Stahlrohrturm mit vorgegebenem Turmfußdurchmesser erforderlich wären. Stahlschalentürme werden als Prototypen sowohl als reine Stahlschalentürme sowie als Hybridtürme eingesetzt.<ref>{{Internetquelle |url=http://www.energy.siemens.com/us/pool/hq/power-generation/renewables/wind-power/Bolted_Steel_Shell_Tower_brochure_EN.pdf |titel=Bolted Steel Shell Tower |hrsg=Siemens Wind Power |datum=2017-02-18 |abruf=2017-02-18 |format=PDF |sprache=en}}</ref><ref>{{Internetquelle |url=https://www.moz.de/premiere-fuer-neuen-stahlturm-48668460.html |titel=Premiere für neuen Stahlturm |hrsg=Märkische Onlinezeitung |datum=2016-01-13 |abruf=2020-11-27}}</ref> Lagerwey baut beim Typ L&nbsp;136 diesen Stahlschalenturm mit einem Fußdurchmesser von bis zu 12,70&nbsp;m und testet den Aufbau dieser Windkraftanlage mit einem Kletterkran.<ref>{{Webarchiv|url=http://www.heavyliftnews.com/news/video--climbing-turbine-crane |wayback=20171005052224 |text=''Video: Climbing turbine crane.'' }} Lagerwey testet den Aufbau eines Stahlturmes mit einem Kletterkran.</ref>
{{Siehe auch|Sandwichturm}}

==== Hybridtürme ====
[[Datei:WP Freiensteinau22.JPG|mini|Montage eines Hybridturms]]

Bei hohen Türmen werden bisher fast immer Hybridkonstruktionen eingesetzt, deren unterer Teil aus Beton besteht, wobei sowohl [[Liste gebräuchlicher Betone#Ortbeton|Ortbeton]] eingesetzt werden kann, oder, was die übliche Bauweise darstellt, Fertigteile, die vor Ort preiswert und schnell zu Ringen verbunden werden können. Im Binnenland, wo hohe Türme nötig sind, stellen Hybridtürme die Standardturmvariante dar, da dort herkömmlich gefertigt weder reine Stahl- noch reine Betontürme wirtschaftliche Alternativen sind.<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 524 f.</ref> Die Betonringe, die je nach Position im Turm aus ein bis drei Kreissegmenten zusammengesetzt und jeweils knapp vier Meter hoch sind, werden bis zum Übergang zum Stahlteil übereinander geschichtet, wobei sich der Turm mit zunehmender Höhe verjüngt. In jedem Fall ist ein Betonturm mit [[Spannglied]]ern vorzuspannen. Sie können in Hüllrohren im Innern der Betonschale verlaufen oder auf der Innenseite der Wandung. Letzteres hat den Vorteil der Zugänglichkeit zwecks Kontrolle oder gar Austausch und erleichtert den Rückbau des Turmes.<ref name="SBögl" /> Bei den Hybridtürmen leitet ein Zwischenstück die Zug- und Druckkräfte aus dem oberen Stahlabschnitt des Turmes an die Spannglieder bzw. an den Beton weiter.<ref name="SBögl" />

==== Gittermasten ====
[[Datei:Windkraftanlage Laasow.jpg|mini|hochkant|[[Windkraftanlage Laasow]] auf 160&nbsp;m hohem Gittermast, von 2006 bis 2012 die höchste Windkraftanlage der Welt]]
[[Datei:Windrad Liftup.webm|mini|Vertikale Kamerafahrt an einer älteren Windenergieanlage auf Gittermast]]

Eine weitere Turmvariante ist der [[Gittermast]], der früher v.&nbsp;a. in Dänemark oft gebaut wurde. Vorteilhaft sind der geringere Materialbedarf und die gegenüber Stahlrohrtürmen höhere Eigendämpfung. Die Fertigung ist relativ lohnkostenintensiv, weil es wenig Möglichkeiten zur Automatisierung gibt. Deswegen sind Gittermasttürme heute (2013) v.&nbsp;a. in Staaten mit niedrigen [[Lohnkosten]] verbreitet.<ref>[[Robert Gasch]], Jochen Twele (Hrsg.): ''Windkraftanlagen. Grundlagen, Entwurf, Planung und Betrieb.'' Springer, Wiesbaden 2013, S. 105.</ref> Auch die Verwendung abgespannter Masten ist möglich.

==== Holztürme ====
Als vielversprechendes Konstruktionsmaterial der Zukunft gilt [[Holz]]. Das für diesen Zweck genutzte [[Fichtenholz]] ist einfach verfügbar und die Herstellung setzt im Gegensatz zu anderen Baumaterialien kein [[Kohlenstoffdioxid]] frei. Zudem weist es eine große [[Materialermüdung|Ermüdungsfestigkeit]] auf und hat deswegen bei entsprechender Verarbeitung laut dem Hersteller eine Lebensdauer von 40&nbsp;Jahren.<ref name="Hau 503">Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 503.</ref> Dazu ist es im Gegensatz zu bestehenden Türmen sehr einfach in 40-Fuß-Containern zu transportieren und vollständig [[Recycling|recyclebar]].<ref>Alois Schaffarczyk (Hrsg.): ''Einführung in die Windenergietechnik.'' München 2012, S. 290 f.</ref> Es wird damit gerechnet, dass gerade bei großen Nabenhöhen Holztürme günstiger zu fertigen sind als herkömmliche Turmkonzepte.<ref name="Hau 503" />

Mit der [[Windkraftanlage Hannover-Marienwerder]] wurde im Oktober 2012 ein erster Prototyp errichtet und im Dezember 2012 in Betrieb genommen. Zum Einsatz kommt eine Anlage des Typs [[Vensys Energy|Vensys]] 77 mit 1,5&nbsp;MW auf einem 100&nbsp;Meter hohen Holzturm der ''Timbertower GmbH.'' Der Holzturm besteht aus 28 Stockwerken und besitzt eine stabile achteckige Außenwand von ca. 30&nbsp;cm Wandstärke aus Sperrholz. Es wurden etwa 1000&nbsp;Bäume gefällt, um diesen Turm zu produzieren (ca. 400&nbsp;m³ Holz&nbsp;= ca. 200&nbsp;t). Maschinenhaus und Rotor der Windkraftanlage lasten mit einem Gewicht von ca. 100&nbsp;t auf dem Turm. Zur Ableitung von Blitzen ragen ca. 70&nbsp;Drahtspitzen aus der Turmwand hervor. Eine UV-stabile PVC-Folie bildet die schützende Außenhaut des Turmes.<ref>[https://www.sonnewindwaerme.de/windenergie/erste-multimegawatt-anlage-mit-100-m-holzturm-steht ''Erste Multimegawatt-Anlage mit 100-m-Holzturm steht.''] In: ''[[Sonne Wind & Wärme]].'' 15. Oktober 2012, abgerufen am 18. Oktober 2012.</ref><ref>{{Internetquelle |url=https://www.heise.de/tr/artikel/Riese-mit-Holzbein-1752116.html |titel=Riese mit Holzbein |werk=Heise.de |datum=2012-11-22 |abruf=2012-11-22}}</ref>

=== Fundament ===
[[Datei:WEA-Fundament.jpg|mini|[[Betonstahl|Bewehrung]] des Fundamentes einer WEA bei [[Schonungen]]]]
[[Datei:Tripodenbhvcolumb070413 017.jpg|mini|Tripoden von Offshore-Windkraftanlagen im Hafen von Bremerhaven]]

Die Windkraftanlage muss eine hohe Standsicherheit haben. An Land wird aus Kostengründen am häufigsten eine [[Flachgründung]] gewählt. Bei inhomogenen Bodenverhältnissen kann vor dem Fundamentbau ein Bodenaustausch zur Verbesserung der Tragfähigkeit notwendig sein. Stehen in der Gründungsebene nur sehr weiche Böden an, dann werden Pfähle in tragfähigere Schichten gebohrt oder gerammt und deren gekappte Köpfe mit der Fundamentbewehrung verflochten ([[Pfahlgründung]] oder [[Tiefgründung]]). Da die Pfähle Druck- und Zugkräfte abtragen können, sind Pfahlkopf-Fundamente in der Regel kleiner als Flachgründungs-Fundamente. Negativ sind allerdings die gegenüber einem Standard-Flachfundament deutlich höheren Kosten.<ref>Robert Gasch, Jochen Twele (Hrsg.): ''Windkraftanlagen. Grundlagen, Entwurf, Planung und Betrieb.'' Springer, Wiesbaden 2013, S. 521.</ref>

Da Anlagen mit Stallregelung während Sturmphasen deutlich höheren Belastungen ausgesetzt sind als Anlagen mit Pitch-Regelung, die ihre Rotorblätter aus dem Wind drehen können, müssen Fundamente von stallgeregelten Anlagen bei gleicher Leistung größer dimensioniert werden. Daher liegen die Kosten für solche Anlagen um bis zu 50 % höher als bei Anlagen mit Blattverstellmechanismus.<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 886.</ref>

Für die Gründung von Anlagen in [[Offshore-Windpark]]s gibt es verschiedene Verfahren. Häufig werden hohle Stahlpfähle eingerammt. Kleine Windkraftanlagen können auf einzelnen Pfählen montiert werden ([[Monopile]]), für größere sind drei oder vier üblich ([[Tripod (Gründung)|Tripod]]/[[Tripile (Gründung)|Tripile]] bzw. [[Jacket (Gründung)|Jacket]]). Statt Pfählen werden zunehmend [[Bucket-Fundament]]e verwendet, die durch Unterdruck statt lärmendes Rammen eingebracht werden. Bei der [[Schwergewichtsgründung]] handelt es sich um die Flachgründung mit einem Betonfertigteil. [[Schwimmende Windkraftanlage]]n eignen sich für größere Tiefen, sind aber noch teurer.

=== Offshore-Ausrüstung ===
[[Datei:Barrow Offshore wind turbines.jpg|mini|Windkraftanlagen im [[Offshore-Windpark Barrow]]]]

Windkraftanlagen auf dem offenen Meer sind, wie alle [[Offshorebauwerk|Offshore-Installationen]], durch die aggressive, salzhaltige Meeresluft stark [[korrosion]]sgefährdet. Es werden daher zusätzliche Schutzmaßnahmen ergriffen. Dazu zählt unter anderem die Verwendung meerwasserbeständiger Werkstoffe, die Verbesserung des [[Korrosionsschutz]]es, die vollständige Kapselung bestimmter Baugruppen sowie die Verwendung von mit [[Überdruckbelüftung]] ausgestatteten Maschinenhäusern und Türmen.<ref>{{Webarchiv |url=http://windmonitor.iwes.fraunhofer.de/opencms/export/sites/windmonitor/img/Windenergie_Report_2009.pdf |text=''Windenergie-Report Deutschland 2009 Offshore.'' |wayback=20151208082142}} (PDF; 33&nbsp;MB). [[Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik|Fraunhofer IWES]]. Abgerufen am 21. November 2013.</ref>

Zum Aufbau, beim Austausch von Komponenten und bei der Wartung vor Ort müssen die Offshore-Bedingungen berücksichtigt werden. So wird die Anlage auf durchschnittlich höhere Windgeschwindigkeiten (andere Windklasse) ausgelegt, was z.&nbsp;B. eine entsprechende Konstruktion des Rotors und seine Abstimmung auf den Generator notwendig macht. Ein Standortproblem sind die Schwingungen, zu denen eine Windkraftanlage von Wellengang und Wasserströmung angeregt werden kann. Unter ungünstigen Bedingungen können sie selbstverstärkend wirken;<!---Quelle ?---> ihr Auftreten muss bei Konstruktion und Betriebsführung berücksichtigt werden.

Wo wie in Deutschland die meisten [[Offshore-Windpark]]s nicht in der Nähe der Küste, sondern in der Regel in der [[Ausschließliche Wirtschaftszone|ausschließlichen Wirtschaftszone]] in relativ großer Küstenentfernung in tiefem Wasser geplant werden, muss besondere Rücksicht auf den Zugang zu den Anlagen gelegt werden. Einige Konzepte sehen dabei auch [[Hubschrauberplattform]]en vor. Auch der Transport der erzeugten elektrischen Energie bis zum Einspeisepunkt an der Küste bedarf besonderer Maßnahmen. Es werden [[Hochspannungsleitung]]en als [[Seekabel]] verlegt, wobei bei größeren Entfernungen zum Einspeisepunkt vor allem die [[Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung]] in Form von [[Offshore-HGÜ-Systeme]]n zum Einsatz kommt.

== Regelung und Betriebsführung ==
Für die [[Regelungstechnik|Regelung]] der Anlagen existieren verschiedene Konzepte, die sich zum Teil auf die Anlagenkonstruktion und deren Bestandteile auswirken. Die technische [[Verfügbarkeit]] von Windkraftanlagen liegt bereits seit etwa einem Jahrzehnt im Bereich von 98 % und darüber (Stand 2014).<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 628 f.</ref>

=== Anlauf- und Abschaltwindgeschwindigkeit ===
[[Datei:Powercurve.png|mini|hochkant=2|Typische Kennlinie einer Windkraftanlage]]

Die Windkraftanlagen werden von der [[Regler|Regelelektronik]] bei ertragsversprechenden Windgeschwindigkeiten (Anlaufwindgeschwindigkeit) angefahren und bei zu großen Windgeschwindigkeiten (Abschaltwindgeschwindigkeit) wieder abgeschaltet. Die Windgeschwindigkeit kann dabei von der [[Steuerungstechnik|Steuerung]] über das [[Anemometer]] ermittelt oder aus der Drehzahl des Rotors und der abgegebenen Leistung abgeleitet werden.

Ist die Windgeschwindigkeit für einen wirtschaftlichen Betrieb zu gering, wird die Anlage in [[Leerlauf]]- bzw. Trudelzustand versetzt. Dabei werden bei Anlagen mit Pitchregelung die Blätter in Segelstellung gedreht, Anlagen mit Stallregelung als Ganzes (Rotor mit Gondel) aus dem Wind gedreht. Ein Festsetzen des Rotors würde die [[Lager (Maschinenelement)|Lager]] mehr belasten als der Trudelbetrieb mit leichter Bewegung. Der Generator beziehungsweise der Wechselrichter wird vom Stromnetz getrennt. Die Steuerelektronik und die Stellantriebe für Rotorblattverstellung und Windrichtungsnachführung beziehen dann ihre Energie aus dem Netz. Eine Notstromversorgung erlaubt ein sicheres Abschalten (Blätter in Segelstellung drehen oder bremsen) bei Netzausfall.

Bei einer Einschaltwindgeschwindigkeit von typisch 3–4&nbsp;m/s ([[Beaufortskala|Windstärke]] 2–3&nbsp;Bft) schaltet die Steuerung die Windkraftanlage ein, da erst dann nennenswerte Energiemengen in das Stromnetz abgegeben werden können. Im normalen Betrieb wird die Anlage dann entsprechend den konstruktiv festgelegten Drehzahlregelkonzepten (siehe folgende Absätze) betrieben.

{| class="wikitable float-right" style="text-align:right"
|+ Bandbreite typischer Kenndaten von Windkraftanlagen<ref>[[Volker Quaschning]]: ''Regenerative Energiesysteme. Technologie – Berechnung – Simulation.'' 8., aktualisierte Auflage. München 2013, S. 275.</ref>
|-
| Anlaufwindgeschwindigkeit || 2,5–4,5 [[Meter pro Sekunde|m/s]]
|-
| Auslegungswindgeschwindigkeit<br /> (Nur für ältere drehzahlstarre<br /> Anlagen von Bedeutung) || 6–10&nbsp;m/s
|-
| Nennwindgeschwindigkeit || 10–16&nbsp;m/s
|-
| Abschaltwindgeschwindigkeit || 20–34&nbsp;m/s
|-
| Überlebenswindgeschwindigkeit || 50–70&nbsp;m/s
|}

Ältere Anlagen wurden bei großen Windgeschwindigkeiten schlagartig abgeschaltet, um Schäden durch mechanische Überbelastung zu vermeiden, was sich jedoch belastend auf die Sicherheit des Stromnetzes auswirkte. [[Pitch (Aerodynamik)|Pitch-geregelte]] Anlagen drehten ihre Blätter in Segelstellung und gingen in den Trudelbetrieb, stallgeregelte Anlagen wurden aus dem Wind gedreht und durch die Bremse festgesetzt. Neuere Anlagen sind hingegen mit Regelmechanismen ausgestattet, die bei der Abschaltung die Blätter sukzessive aus dem Wind drehen und damit ein sanftes Abschalten durch kontinuierliches Absenken der Einspeisung ermöglichen. Ein weiterer Vorteil dieser Regelung ist, dass sowohl Abschalt- als auch Anfahrtszeiten verringert werden, was Stromertrag und Netzstabilität erhöht. Ergänzend rüsten einige Hersteller ihre Anlagen mit sogenannten ''Sturmregelungen'' aus, die eine schnelle Abschaltung durch eine kontinuierliche Drehzahlabsenkung verhindern.<ref>Vgl. Martin Kaltschmitt, Wolfgang Streicher, Andreas Wiese (Hrsgs.): ''Erneuerbare Energien. Systemtechnik, Wirtschaftlichkeit, Umweltaspekte.'' Berlin/Heidelberg 2013, S. 510 f.</ref> Ein Abschalten ist bei derartigen Anlagen somit nur noch bei sehr hohen Windgeschwindigkeiten im Bereich von über 30–35&nbsp;m/s notwendig, wie sie nur sehr selten vorkommen.

[[Datei:Begutachtung eines Rotorblattes.JPG|mini|Begutachtung eines Rotorblattes und des Turmes einer Windkraftanlage]]
Von zu hohen oder zu niedrigen Windgeschwindigkeiten abgesehen können noch weitere Gründe dazu führen, dass eine Windkraftanlage vom Netz genommen werden muss. Dazu zählen:

* Fehlfunktionen und technische Defekte
* Wartungs- und Reparaturarbeiten an der Windkraftanlage oder im Verteilernetz
* [[#Schattenwurf|Schattenwurf]]
* Vereisung
* (Temporär) fehlende Aufnahmefähigkeit des [[Stromnetz|Verteilernetzes]].
{{Siehe auch|Netz- und Anlagenschutz}}

=== Drehzahlregelung ===
Eine Windkraftanlage arbeitet optimal, wenn die Rotordrehzahl auf die Windgeschwindigkeit abgestimmt ist. Dabei muss auf die Kombination der Regelkonzepte für Rotor ([[Strömungsabriss|Stall]], aktiver Stall oder Pitch) und Generator (drehzahlkonstant, zweistufig oder variabel) Rücksicht genommen werden.

==== Regelkonzepte ====
Beim nicht verstellbaren Rotorblatt wird mit „passiver Stallregelung“ oberhalb der Wind-Nenngeschwindigkeit durch [[Strömungsabriss]] der Auftrieb begrenzt. „Stallregelung“ bedeutet, dass die Rotorblätter bis weit über dem Anstellwinkel für Maximalauftrieb (Anstellwinkel ca. +15°) betrieben werden (siehe [[Profil (Strömungslehre)|Flügelprofil]]). Diese „Regelung“ wird wegen ihrer großen Nachteile bei Windkraftanlagen (WKA) über 500&nbsp;kW Leistung nicht mehr verwendet. Mit der ebenfalls nicht mehr aktuellen „aktiven Stallregelung“ (verstellbare Rotorblätter) konnte die Drehzahl besser konstant gehalten werden. Heute wird praktisch nur noch die aktive Pitchregelung eingesetzt. Dies bedeutet, dass die Rotorblätter im Anstellwinkelbereich von Nullauftrieb bis Maximalauftrieb gesteuert werden (Anstellwinkel ca. −5° bis +15°). Aktive Stellmotoren ändern den [[Anstellwinkel]] des Rotorblattes in Abhängigkeit von Windgeschwindigkeit und Generatorlast. Der Generator bringt ein [[Drehmoment|Gegenmoment]] zum Rotor auf. Bei mehr Einspeisung ins Netz bremst er mehr.

* WKA mit doppelt gespeisten Asynchrongeneratoren oder [[Dahlanderschaltung]] oder Getriebe mit zwei Gängen schalten die möglichen Rotordrehzahlen in die gewünschte Generatordrehzahl um.
* WKA mit Gleichstromrichter erzeugen, unabhängig von der Drehzahl, „künstlich“ mittels [[Thyristor]]en, einen 3-phasigen Drehstrom konstanter Frequenz. Mit der Pitchregelung wird nicht eine konstante Drehzahl angestrebt, sondern die optimale Drehzahl für den maximalen aerodynamischen Wirkungsgrad.
* WKA mit netzsynchronen Generatoren halten die Drehgeschwindigkeit mit der Pitchsteuerung, um eine konstante Frequenz ins Netz einspeisen zu können.
* WKA mit variablem Getriebe (Drehmomentwandler) halten die Drehzahl des Generators bei unterschiedlichen Rotordrehzahlen konstant und brauchen keine Stromumrichter.

==== Drehzahlvariable pitchgeregelte Anlagen ====
[[Datei:WP Freiensteinau70.JPG|mini|Moderne drehzahlvariable Anlage während der Errichtung. Sehr gut zu erkennen der Verstellmechanismus der Rotorblätter.]]

Drehzahlvariable, pitchgeregelte Anlagen stellen heute den Stand der Technik im Windkraftanlagenbau dar. Sie vereinen eine Reihe von Vorteilen in sich: Hierzu zählen u.&nbsp;a.:
* die variable Rotorgeschwindigkeit, sodass der Rotor unterhalb der Nennleistung immer mit der aerodynamisch optimalen Drehzahl betrieben werden kann
* geringere Belastungen des Getriebes durch geringere [[Drehmoment]]schwankungen insbesondere bei hohen Leistungen
* niedrigere [[Schall]]emissionen während Zeiten schwacher Windverhältnisse durch niedrige Rotordrehzahlen
* geringere Drehmomentschwankungen durch Einsatzmöglichkeit des Rotors als [[Schwungrad]] während Böen

Nachteilig sind hingegen die Notwendigkeit von Wechselrichtern inklusive deren Nachteile sowie die höhere Komplexität gegenüber einfacheren Konstruktionen.<ref>Damir Jelaska et al.: ''A novel hybrid transmission for variable speed wind turbines.'' In: ''[[Renewable Energy (Zeitschrift)|Renewable Energy]]'' 83, (2015), 78–84, S. 78, [[doi:10.1016/j.renene.2015.04.021]].</ref>

Es wird zwischen zwei Betriebszuständen unterschieden: der Drehzahlregelung im Teillastbetrieb (Momentenregelung) und der Drehzahlregelung im Volllastbetrieb (Pitchregelung).

; Momentenregelung
: Im Teillastbetrieb gilt es, die Leistung zu maximieren. Dazu werden Blattwinkel und Schnelllaufzahl optimiert. Die Drehzahl ist dabei etwa proportional zur Windgeschwindigkeit und wird über das Gegenmoment am Generator beeinflusst.
; Pitchregelung
: Ist bei der Nennwindgeschwindigkeit die Nennleistung erreicht, wird der Erntegrad reduziert, indem die Blätter mit der Nase in den Wind gedreht werden. Dies nennt man ''Pitchen.'' Das aerodynamisch erzeugte Drehmoment wird im Mittel an das Generatormoment angepasst. Kurzzeitige Abweichungen durch Böen lässt man von Schwankungen der Rotordrehzahl auffangen, die bei dieser Bauform von der Netzfrequenz unabhängig ist.

Diese Windkraftanlagen besitzen keine mechanische Betriebsbremse, sondern werden bei [[#Anlauf- und Abschaltwindgeschwindigkeit|Abschaltungen]] über die [[Pitch (Aerodynamik)|Pitchregelung]] angehalten und nur zu Wartungsarbeiten festgesetzt.

==== Netzsynchrone Anlagen mit Stallregelung ====
[[Datei:Kamienica, powiat lubliniecki turbiny wiatrowe 455.jpg|mini|hochkant|Frühe Anlage des Dänischen Konzeptes]]

Dieser Anlagentyp wurde als „Dänisches Konzept“ bekannt und kam bis in die 1990er Jahre im Windkraftanlagenbau bis zu einer Nennleistung von etwa 500 Kilowatt zum Einsatz. Er besteht aus einem Dreiblattrotor mit nicht verstellbaren Rotorblättern, dessen Drehzahl über das Getriebe mit der des Generators im festen Verhältnis gekoppelt ist. Der Generator läuft netzsynchron, der Rotor also mit konstanter Drehzahl. Daher steigt mit der Windgeschwindigkeit der Anströmwinkel der Blätter und damit der Auftrieb. Ein zunehmender Anteil des Auftriebs wird als Vortrieb wirksam, sodass Drehmoment und Leistung grob genähert quadratisch mit der Windgeschwindigkeit ansteigen. Stallregelung bedeutet nun, dass die Anlagen so ausgelegt waren, dass vor Erreichen des maximal zulässigen Drehmoments der Anströmwinkel so groß wird, dass die [[Strömungsabriss|Strömung abreißt]], also ein ''stall'' eintritt. Dies brachte jedoch starke Geräuschentwicklungen mit sich.

Durch die Anwendung der [[Dahlandermotor|Dahlander]]-Polumschaltung am Generator können zwei Drehzahlen im Verhältnis 1:2 gefahren werden, um den Teillast- und Volllastbereich abzudecken.

Dieser Anlagentyp ist maßgeblich für den schlechten Ruf der Windkraftanlage in Bezug auf die Netzverträglichkeit verantwortlich. Es ist nur in einem Toleranzbereich möglich, die Rotordrehzahl konstant zu halten. [[Bö|Windböen]] können kurzzeitige Einspeisespitzen verursachen, die zu Spannungsschwankungen, Spannungs- und Stromoberwellen im Stromnetz führen. Dieses Manko konnte durch drehzahlvariable Anlagen mit einem [[Wechselrichter]] behoben werden. Viele dieser Anlagen verfügen über eine mechanische Betriebsbremse, eine große Scheibenbremse zwischen Getriebe und Generator, die bei Überdrehzahl eingesetzt wird, um den Rotor wieder auf Nenndrehzahl zu bringen. Aus Sicherheitsgründen ist zumeist auch eine aerodynamische Bremse, häufig eine so genannte Blattspitzenbremse installiert. Kommt es zu Überdrehzahlen des Rotors, wird das Ende des Rotorblattes durch die Fliehkraft auf einer schneckenförmigen Welle aus dem Blatt herausgezogen und dabei quer zur Anströmung gestellt, wodurch ein Strömungsabriss ausgelöst wird.<ref>[[Robert Gasch]], Jochen Twele (Hrsg.): ''Windkraftanlagen. Grundlagen, Entwurf, Planung und Betrieb.'' Springer, Wiesbaden 2013, S. 61.</ref>

Ohne Blattwinkelverstellung waren diese Anlagen oft nicht in der Lage, bei wenig Wind selbstständig anzulaufen. Daher wurde bei nicht ausreichender Windgeschwindigkeit der Generator kurz als Motor verwendet, um den Rotor in Drehung zu versetzen.

==== Netzsynchrone Anlagen mit aktiver Stallregelung ====
Windkraftanlagen mit aktiver Stallregelung sind der Versuch, das Konzept der Stallregelung und des netzsynchronen Betriebs ohne teureren Gleich- und Wechselrichter auf größere Anlagen bis in den Megawattbereich zu übertragen. Bei diesen Anlagen lässt sich der Strömungsabriss an den Rotorblättern zusätzlich über eine Blattverstellung steuern. Schwankungen im Wind (Böen) können so besser als mit passiver Stallregelung ausgeglichen werden. Die Blattverstellung arbeitet entgegengesetzt der Pitchregelung und erhöht den Anstellwinkel immer weiter, bis es zum Strömungsabriss kommt. Im Sturmfall können die Blätter mit der Hinterkante nach vorn gedreht werden. Die Anlage muss dann nicht aus dem Wind geschwenkt werden.

=== Eigenbedarf ===
Für Steuerung und Regelung benötigen Windkraftanlagen elektrische Energie, den sogenannten [[Eigenbedarf (Kraftwerk)|Kraftwerkseigenbedarf]]. Bei Windkraftanlagen liegt dieser Eigenbedarf im Bereich von 0,35–0,5 % der produzierten elektrischen Energie.<ref>E. Pick, H.-J. Wagner: ''Beitrag zum kumulierten Energieaufwand ausgewählter Windenergiekonverter. Report of the Chair for Energy Systems and Economics.'' Universität Bochum 1998, S. 20.</ref><ref>[https://www.profes.at/download/SDW_WP-Detailinformationen_131005.pdf ''Windpark Scharndorf-West: Detailinformationen.''] (PDF; 89&nbsp;kB). Infobroschüre, Oktober 2013.</ref> Bei zwei in [[Eberschwang]] errichteten 500-kW-Anlagen des Typs [[Liste der Windkraftanlagen von Enercon#E-40|Enercon E-40/5.40]] wurde bei einer gemeinsamen Jahresproduktion von rund 1,45 Mio.&nbsp;[[Wattstunde|kWh]] (5,22&nbsp;TJ) ein Eigenbedarf von zusammen 8000&nbsp;kWh (28,8&nbsp;GJ) ermittelt,<ref>Gerd Schauer, Andreas Szeless: ''Potential – Technik- und Anlagenbeispiele – Umweltverträglichkeit – Wirtschaftlichkeit – Marktentwicklung.'' In: [[Elektrotechnik und Informationstechnik]] 114, Heft 10 (1997), 572-579, S. 574 f., [[doi:10.1007/BF03159081]].</ref> was ca. 0,55 % entspricht. Ein konventionelles [[Wärmekraftwerk]] hat bei derselben [[Nennleistung]] einen Eigenbedarf von ca. 5 %.<ref>Klaus Heuck, Klaus-Dieter Dettmann, Detlef Schulz: ''Elektrische Energieversorgung. Erzeugung, Übertragung und elektrischer Energie für Studium und Praxis.'' 8., überarbeitete und aktualisierte Auflage. Wiesbaden 2010, S. 9.</ref>

=== Lebensdauer und Recycling ===
Traditionell sind die meisten Windkraftanlagen für eine [[Lebensdauer (Technik)|Lebensdauer]] von 20 Jahren konzipiert. Dies entspricht den von der [[International Electrotechnical Commission|IEC]] und dem [[Deutsches Institut für Bautechnik|DIBt]] als Untergrenze für die [[Zertifizierung]] von Windkraftanlagen festgelegten Normen.<ref>Holger Watter: ''Regenerative Energiesysteme. Grundlagen, Systemtechnik und Anwendungsbeispiele aus der Praxis.'' Wiesbaden 2011, S. 70.</ref> Angesichts der Erfahrungen mit bestehenden Anlagen wird jedoch eine Lebensdauer von 30 Jahren als realistischer eingeschätzt.<ref>[[Mark Z. Jacobson]]: ''Review of solutions to global warming, air pollution, and energy security.'' In: ''[[Energy and Environmental Science]]'' 2, (2009), 148–173, S. 154, [[doi:10.1039/b809990c]].</ref> Eine Reihe neuer Anlagen wird mittlerweile für 25&nbsp;Jahre ausgelegt und zertifiziert; 2014 wurde von [[Enercon]] eine neue Produktplattform mit einer zertifizierten Betriebsdauer von 30&nbsp;Jahren angekündigt.<ref name="Enercon 4 MW">[https://www.windpowermonthly.com/article/1325370/enercon-launches-4mw-turbine-platform ''Enercon launches 4MW turbine platform.''] In: ''[[Windpower Monthly]].'' 5. Dezember 2014, abgerufen am 17. Dezember 2014.</ref>

Beim [[Repowering]] werden Altanlagen durch größere und moderne Neuanlagen ersetzt. Infolge technischen Fortschritts sind neue Anlagen leiser und effizienter, zugleich ermöglichen sie höhere Erträge bei spezifisch geringeren Wartungskosten und einer Entlastung des Landschaftsbildes durch wenige große statt einer Vielzahl kleiner Anlagen. Sinnvoll ist ein Repowering zumeist erst nach einem Betriebszeitraum von ca. 20&nbsp;Jahren, im Einzelfall jedoch auch schon erheblich früher.<ref>[[Robert Gasch]], Jochen Twele (Hrsg.): ''Windkraftanlagen. Grundlagen, Entwurf, Planung und Betrieb.'' Springer, Wiesbaden 2013, S. 534.</ref>

Ein Weiterbetrieb von Windkraftanlagen über die ursprünglich zertifizierte Auslegungslebensdauer ist möglich, sofern der Nachweis der [[Betriebssicherheit]] durch unabhängige Gutachter erbracht werden kann. In Deutschland sind die hierfür vom Betreiber zu erfüllenden Kriterien in der „Richtlinie für den Weiterbetrieb von Windenergieanlagen“ festgeschrieben.<ref>{{Webarchiv |url=https://www.dibt.de/de/Fachbereiche/data/Aktuelles_Ref_I_1_Richtlinie_Windenergieanlagen_Okt_2012.pdf |text=''Richtlinie für Windenergieanlagen Einwirkungen und Standsicherheitsnachweise für Turm und Gründung. Fassung Oktober 2012.'' |wayback=20160304102321}}. Schriften des Deutschen Instituts für Bautechnik, Reihe B, Heft 8. Abgerufen am 18. Dezember 2014.</ref> Von mehreren Herstellern werden Turbinenupgrades angeboten, um den technischen Weiterbetrieb von Anlagen zu vereinfachen oder überhaupt erst zu ermöglichen. In der Verlängerung der Betriebszeit – sowohl der Auslegungslebensdauer als auch dem Weiterbetrieb über die ursprünglich geplante Lebensdauer hinaus – wird großes Potential zur Senkung der [[Stromgestehungskosten]] der Windenergie gesehen.<ref name="Enercon 4 MW" /><ref>[https://www.windpowermonthly.com/article/1326742/gamesa-ten-year-life-extension-certified ''Gamesa ten-year life extension certified.''] In: ''[[Windpower Monthly]].'' 16. Dezember 2014, abgerufen am 17. Dezember 2014.</ref>

Das [[Umweltbundesamt (Deutschland)|Umweltbundesamt Deutschland]] hat 2019 in einer Studie<ref>{{Internetquelle |url=https://www.umweltbundesamt.de/presse/pressemitteilungen/zu-geringe-recyclingkapazitaeten-fuer-rueckbau-von |titel=Zu geringe Recyclingkapazitäten für Rückbau von Windenergieanlagen |titelerg=UBA-Studie betrachtet Umweltaspekte des Recyclings alter Windenergieanlagen |datum=2019-11-01 |abruf=2020-01-18}}</ref> untersucht, ob die zum Rückbau von den Windkraftunternehmen zu bildenden Rücklagen und ob die Recyclingkapazitäten ausreichend sind und kam zu dem Schluss, dass insbesondere für die pro Jahr erwarteten bis zu 70.000 Tonnen Faserverbundwerkstoffe nicht genügend Recyclingkapazität vorliegt, während Bestandteile wie Beton, Stahl und andere Metalle kein Problem darstellten. Für das Jahr 2038 wurde in der Studie eine Lücke der Rückbau-Finanzierung von über 300 Millionen Euro prognostiziert. Aktuell werden Rotorblätter in Zementwerken thermisch verwertet und die Reste als Zuschlagstoffe verwendet, eine Reihe von alternativen Verfahren befindet sich in der Entwicklung.

== Auswirkungen auf die Umwelt ==
[[Datei:Greenhouse gas emissions per energy source.png|mini|Treibhausgase nach Energiequelle. Windenergie ist eine der Energiequellen mit den wenigsten Treibhausgasen.]]

Wie andere Bauwerke und Anlagen zur Energieerzeugung stehen Windkraftanlagen in Wechselwirkungen mit der Umwelt. Dazu gehören Auswirkungen auf die [[Fauna|Tierwelt]], die [[Flora|Pflanzenwelt]], die [[Erdatmosphäre]], [[Schallemission]], Schattenwurf und Beeinflussung des [[Landschaftsbild]]es. Generell wird die Windenergie von Naturschutzverbänden als flächen- und energieeffizienteste Form regenerativer Energiegewinnung angesehen und deren weiterer Ausbau begrüßt. Allerdings muss beim Ausbau der Windenergieerzeugung dafür gesorgt werden, dass die Gefährdung ohnehin schon bedrohter Vogel- und Fledermausarten nicht weiter erhöht wird.<ref name="Lindeiner" />

=== Flächenverbrauch ===
Der [[Flächenverbrauch]] von Windkraftanlagen ist vergleichsweise gering, die [[Flächenversiegelung]] im Vergleich mit anderen Arten sowohl regenerativer als auch fossiler Energieerzeugung sehr gering.<ref>[[Martin Kaltschmitt]], Wolfgang Streicher, Andreas Wiese (Hrsg.): ''Erneuerbare Energien. Systemtechnik, Wirtschaftlichkeit, Umweltaspekte.'' Berlin/Heidelberg 2013, S. 539 f.</ref> Der überwiegende Anteil heute installierter Windkraftanlagen befindet sich auf [[landwirtschaft]]lich genutzten Flächen, die fast ohne Einschränkung weitergenutzt werden können. So stehen ca. 99 % der von einem Windpark beanspruchten Fläche weiterhin für [[Ackerbau]] usw. zur Verfügung.<ref>Ziyad Salameh: ''Renewable Energy System Design.'' Academic Press, 2014, S. 164.</ref> Direkt benötigt werden nur die Standfläche der Windkraftanlage und ein Zuweg für die Montage und Wartung. Dauerhaft muss für eine aktuelle Windkraftanlage der Drei-Megawatt-Klasse eine befestigte aber unversiegelte Fläche von etwa 2.500&nbsp;m² für die Wartung frei und zugänglich bleiben. Zudem ist in einem gewissen Umkreis manch alternative Flächennutzung ausgeschlossen. Das BImSchG verlangt zwar keinen Meterabstand, aber einen Schallabstand: Nachts dürfen an der nächsten belebten Hauswand nicht mehr als 40&nbsp;dB(A) erreicht werden. Dadurch kann die gemeindliche Entwicklung (Ausweisung neuer Wohn- und Gewerbegebiete) durch eine Windkraftanlage negativ beeinflusst werden, da genehmigte Anlagen [[Bestandsschutz]] genießen.

In Deutschland wird dieses Problem mit einem [[Flächennutzungsplan]] und in Österreich mit einem [[Flächenwidmungsplan]] angegangen, sodass ein „Wildwuchs“ von Einzelanlagen vermieden wird. Wurden in einem Flächennutzungsplan so genannte Vorrangflächen für die Windenergie festgelegt, so ist die Errichtung an einem anderen Standort innerhalb der Gemeinde oder des Kreises unzulässig.

In Deutschland nimmt der Bedarf an Waldflächen bei der Suche nach neuen Standorten für die Windenergienutzung zu.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/378/publikationen/climate_change_23_2013_planung_und_genehmigung_der_windenergienutzung_0.pdf |titel=Untersuchung von speziellen Hemmnissen im Zusammenhang mit der Umweltbewertung in der Planung und Genehmigung der Windenergienutzung an Land und Erarbeitung von Lösungsansätzen |titelerg=Schlussbericht |hrsg=Umweltbundesamt |datum=2014-08 |seiten=79 |abruf=2020-11-10 |format=PDF; 6,1&nbsp;MB}}</ref> Bis Ende 2019 wurden in Deutschland 2.020 Windenergieanlagen in Wäldern errichtet. Dies entspricht 7 % des gesamten Anlagenbestandes bzw. 10 % der Nennleistung der in Deutschland installierten Windkraftanlagen. Je Anlage wird dabei im Mittel eine dauerhaft gerodete Waldfläche von 0,47&nbsp;ha beansprucht. Während der Bauphase wird zusätzlich eine gerodete Waldfläche von durchschnittlich 0,40&nbsp;ha pro Anlage benötigt. In der Regel muss als Ersatz für die umgewandelten Flächen eine Erstaufforstung auf einer geeigneten [[Eingriffsregelung in Deutschland|Ausgleichsfläche]] im Verhältnis von mindestens 1:1 vorgenommen werden.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.fachagentur-windenergie.de/fileadmin/files/Windenergie_im_Wald/FA-Wind_Analyse_Wind_im_Wald_5Auflage_2020.pdf |titel=Entwicklung der Windenergie im Wald |titelerg=Ausbau, planerische Vorgaben und Empfehlungen für Windenergiestandorte auf Waldflächen in den Bundesländern, 5. Auflage, 2020 |hrsg=Fachagentur Windenergie an Land |datum=2020-09-14 |abruf=2020-11-10 |format=PDF; 2,9&nbsp;MB |sprache=de}}</ref> Durch den Ausbau der Windkraft können jedoch auch neue Lebensräume entstehen, etwa durch geeignete Ausgleichsmaßnahmen. Ein Beispiel ist der Ersatz von Monokulturen im Wald durch Mischkulturen. Bei der Windkraft auf See können künstliche Riffe entstehen.<ref>Die Welt: [https://www.welt.de/wirtschaft/article121377804/Meereswindparks-sorgen-fuer-neue-Artenvielfalt.html ''Meereswindparks sorgen für neue Artenvielfalt.''] 30. Oktober 2013.</ref>

Eine 3-MW-Anlage hat eine Fundamentfläche von ca. 300&nbsp;m². Damit ergibt sich bei einem jährlichen [[Regelarbeitsvermögen]] von ca. 6,4&nbsp;Mio.&nbsp;kWh eine Jahresproduktion von rund 21&nbsp;MWh/m² Fundamentfläche. Dies liegt oberhalb des Wertes eines 750-MW-Steinkohlekraftwerks mit 4000 Volllaststunden, das unter Berücksichtigung von Nebengebäude und Kohlelager (aber ohne Bergbauflächen) Werte von 15 bis 20&nbsp;MWh/m² erreicht. Mit zunehmender Anlagengröße wird der relative Platzbedarf von Windkraftanlagen kleiner.<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 671 f.</ref>

=== Ökologie ===
Die Auswirkungen auf Vögel, Fledermäuse und Insekten werden seit ca. 2010 wissenschaftlich untersucht. Um Kollisionen von Vögeln und Fledermäusen mit Windkraftanlagen zu vermeiden, ist die Einbeziehung der ökologischen Ansprüche der betroffenen Tierarten bei der Standortwahl entscheidend.<ref name="Lindeiner">A. v. Lindeiner (2014): ''Windkraft und Vogelschutz.'' – ANLiegen Natur 36(1): 39–46, Laufen. [https://www.anl.bayern.de/publikationen/anliegen/doc/an36107lindeiner_2014_windkraft_und_vogelschutz.pdf PDF; 0,8&nbsp;MB.]</ref> Im Zusammenhang mit Vorkommen besonders betroffener Großvogelarten, wie [[Rotmilan]], [[Seeadler (Art)|Seeadler]], [[Wiesenweihe]], [[Uhu]] und [[Schwarzstorch]] wird die Windenergie diskutiert. Die bisherigen Ergebnisse für Vögel sind uneinheitlich, da sich die Fallzahlen je nach Art stark unterscheiden, eine systematische Suche nach Schlagopfern schwierig ist und die absoluten Zahlen in Relation zum Bestand gesehen werden müssen.<ref>{{Internetquelle |autor=T. Grünkorn, J. Blew, T. Coppack, O. Krüger, G. Nehls, A. Potiek, M. Reichenbach, J. von Rönn, H. Timmermann, S. Weitekamp |url=https://bioconsult-sh.de/de/nachrichten-archiv/progress-endbericht-veroffentlicht/ |titel=Ermittlung der Kollisionsraten von (Greif-)Vögeln und Schaffung planungsbezogener Grundlagen für die Prognose und Bewertung des Kollisionsrisikos durch Windenergieanlagen (PROGRESS) |hrsg=BioConsult SH, ARSU, IfAÖ & Universität Bielefeld |datum=2016-06-28 |abruf=2021-10-31}}</ref> Der Bestand des oft genannten Rotmilans erholt sich trotz des Ausbaus der Windkraft,<ref name="BL">{{Internetquelle |autor=BirdLife International |url=https://www.birdlife.org/wp-content/uploads/2021/10/BirdLife-European-Red-List-of-Birds-2021.pdf |titel=European Red List of Birds |hrsg=Publications Office of the European Union, Luxembourg |datum=2021-08-01 |abruf=2021-10-31 |format=PDF |sprache=en}}</ref> am stärksten betroffen scheint der [[Mäusebussard]] zu sein. Hilfreich zur Senkung des Kollisionsrisikos wären:

* eine auffälligere Farbgestaltung der Rotorblätter
* das Monitoring
* Abschaltungen oder auch nur Verlangsamungen in bestimmten Zeiten oder aufgrund von Messungen

==== Vögel ====
[[Datei:Windkraftopfer-Rotmilan-18.05.16-Arnsberg-Kirchlinde.JPG|mini|Toter Rotmilan unter einer Windkraftanlage]]
[[Datei:Causes of bird deaths.png|mini|Kollisionen mit Windturbinen sind im Vergleich zu anderen menschlichen Ursachen eine geringe Ursache für die Vogelsterblichkeit]]

===== Europa =====
Schon Anfang der 1980er Jahre wurde bei der deutschen Versuchsanlage [[Growian]] diskutiert, ob vermehrt Vögel an rotierenden Flügeln zu Schaden kommen. Während unstrittig ist, dass Vögel von Windkraftanlagen getötet werden, ist das Ausmaß des [[Vogelschlag]]s umstritten.

In 140 Windparks in Nordspanien mit 4083 Windkraftanlagen wurden von 2000 bis 2006 insgesamt 732 getötete [[Gänsegeier]] gefunden. Es war dabei schwierig, eine direkte Verantwortung der Windparks zu ermitteln.<ref>Álvaro Camiña: [https://www.scribd.com/doc/20865239/Camina-2008-Las-energias-renovables-y-las-aves-carroneras-RUMBO-DEL-ARCA ''Las Energías Renovables y la Conservacíon de Aves Carroñeras: El Caso del Buitre Leonado (Gyps fulvus) en el Norte de la Península Ibérica.''] (PDF) 2008.</ref> Somit betrug das zusätzliche jährliche Sterberisiko für in der Nähe (15&nbsp;km Radius) von Windparks brütende Gänsegeier etwa 1,5 %.<ref>{{Literatur |Autor=Martina Carrete, José A. Sánchez-Zapata,José R. Benítez, Manuel Lobón, José A. Donázar |Titel=Large scale risk-assessment of windfarms on population viability of a globally endangered long-lived raptor |Sammelwerk=Biological Conservation |Band=142 |Nummer=12 |Datum=2009-12 |Seiten=2954-2961 |DOI=10.1016/j.biocon.2009.07.027 |Online=https://digital.csic.es/bitstream/10261/64944/1/Carrete%20et%20al.pdf |Format=PDF |Sprache=en}}</ref>

In der Schweiz wurde die Wirkung von Warnsystemen evaluiert. Ein Fledermaus-System mit Ultraschall-Mikrofonen erkannte die Tiere gut, im Gegensatz zum optischen System für Vögel mit 70 Prozent Fehlalarmen auch durch Insekten. Vögel werden akustisch gewarnt, bei beiden Systemen ist eine Abschaltung der Turbine für ein Einzelindividuum zu langsam, schützt also nur nachfolgende Tiere.<ref name="FlederDetekt">[https://web.archive.org/web/20221110115610/https://pubdb.bfe.admin.ch/de/publication/download/8012 ''Weniger Kollisionen mit Windturbinen''], Bundesamt für Energie 9/2015</ref> Gewarnte Vögel umflogen die Anlage.<ref>[https://www.nzz.ch/schweiz/windrad-warnsystem-beruhigt-vogelfreunde-nicht-ld.728240 Windrad-Warnsystem beruhigt Vogelfreunde nicht], NZZ, 20. Juli 2015</ref> 2016 zählte die [[Schweizerische Vogelwarte Sempach|Schweizerische Vogelwarte]] im Auftrag des Bundes die Kollisionsrate bei Windturbinen mit dem Resultat von etwa 20 Vögeln pro Jahr und Anlage. Somit starben unter 1.000 Vögel pro Jahr in der Schweiz durch Windenergieanlagen<ref>[https://web.archive.org/web/20161129153809/https://www.ee-news.ch/de/article/34910/zugvogel-und-windenergie-weltweit-erste-kombinierte-studie-zu-schlagopfern-und-vogelzugintensitat Zugvögel und Windenergie: Weltweit erste kombinierte Studie zu Schlagopfern und Vogelzugintensität], Text Bundesamt für Energie, 28. November 2016; [https://web.archive.org/web/20170930031116/https://www.newsd.admin.ch/newsd/message/attachments/46367.pdf Originalstudie]</ref> im Vergleich zu einer Million im Straßenverkehr, fünf Millionen an Glasfassaden und 30 Millionen durch Hauskatzen.<ref>[https://www.parlament.ch/fr/ratsbetrieb/suche-curia-vista/geschaeft?AffairId=20218110 Les éoliennes tueuses d’oiseaux et que dire des infrastructures et des chats domestiques? Réponse du Conseil Fédéral du 13.12.2021], [[Bundesversammlung (Schweiz)|Die Bundesversammlung]]</ref>
Ebenfalls im Jahr 2016 erschien in Deutschland die ''PROGRESS''-Studie ''Ermittlung der Kollisionsraten von (Greif-)Vögeln und Schaffung planungsbezogener Grundlagen für die Prognose und Bewertung des Kollisionsrisikos durch Windenergieanlagen.'' Im norddeutschen Tiefland wurde erstmals in Deutschland eine großmaßstäbliche quantitative Untersuchung der Kollisionsraten von Vögeln an Windkraftanlagen mit paralleler Erfassung der Flugaktivität durch Sichtbeobachtungen durchgeführt. Die Studie ergab, dass für die meisten untersuchten Arten keine Bestandsgefährdung zu erkennen sei, bei manchen Arten aber die stark gestiegene Zahl an Windkraftanlagen in Deutschland durch kollisionsbedingte Mortalität bereits zu negativen Einflüssen auf Vogel-Populationen führen kann. Regional starke Bestandsrückgänge der Population des [[Mäusebussard]]s wurden unter anderem auf die Windkraftnutzung zurückgeführt, eine Gefährdung des Bestandes sei aber nicht zu erkennen. Bei fortgesetztem Ausbau der Windkraftnutzung seien Bestandsrückgänge auch bei weiteren Arten möglich. Die Studie forderte Maßnahmen, um Konflikte durch Kollisionen zu vermeiden, um Bestände betroffener Vogelarten zu stützen.<ref>{{Internetquelle |autor=T. Grünkorn, J. Blew, T. Coppack, O. Krüger, G. Nehls, A. Potiek, M. Reichenbach, J. von Rönn, H. Timmermann, S. Weitekamp |url=https://bioconsult-sh.de/de/nachrichten-archiv/progress-endbericht-veroffentlicht/ |titel=Ermittlung der Kollisionsraten von (Greif-)Vögeln und Schaffung planungsbezogener Grundlagen für die Prognose und Bewertung des Kollisionsrisikos durch Windenergieanlagen (PROGRESS) |hrsg=BioConsult SH, ARSU, IfAÖ & Universität Bielefeld |datum=2016-06-28 |abruf=2016-12-04}}</ref>

Das noch laufende Forschungsprojekt [[LIFE (EU)|Life]]-Eurokite, das bis Anfang 2022 die Todesursache von 556 mit GPS-Sendern ausgestatteten toten Rotmilanen untersuchte, kam zu dem Ergebnis, dass europaweit Windkraftanlagen nach [[Giftköder]]n, [[Straßenverkehr]], illegalem [[Wilderei|Abschuss]], [[Stromschlag]] an Strommasten und Unfällen mit [[Schienenfahrzeug]]en erst die siebthäufigste Todesursache für Rotmilane seien.<ref name="ZDF Forschungsprojekt">[https://www.zdf.de/politik/frontal/rotmilan-gegen-windkraft-100.html '' Rotmilan gegen Windkraft. Das Märchen vom bedrohten Greifvogel.''] In: ''[[Frontal (2001)|Frontal]].'' 22.&nbsp;Februar 2022, abgerufen am 24.&nbsp;November 2023.</ref> In einer [[Pressemitteilung]] ergänzte das Forschungsprojekt Life-Eurokite, dass die Ergebnisse nicht per se auf die Debatte um Todesursachen vom Rotmilan in Deutschland übertragbar sei, da die Todesursachen in Europa ungleichmäßig verteilt seien. Es sei „nicht auszuschließen, dass es in Zukunft zu Verschiebungen bei der Häufigkeit der Todesursachen kommt.“<ref name="Eurokite">[https://www.life-eurokite.eu/files/LIFE_EUROKITE_content/Presseberichte/Pressemitteilung%20zum%20Beitrag_20220223_Final.pdf ''Pressemitteilung des LIFE EUROKITE Projektes zum TV-Beitrag „Rotmilan gegen Windkraft – Das Märchen vom bedrohten Greifvogel“ am 22. Februar 2022 auf ZDF Frontal 21.''] In: ''Life-Eurokite Homepage.'' 23. Februar 2022, abgerufen am 25. Februar 2022.</ref> Ein 2019 durchgeführter Vergleich der Populationsentwicklung des Rotmilans nur in Deutschland durch den [[Dachverband Deutscher Avifaunisten]] von 2005 bis 2014 mit der Windkraftanlagendichte im Jahr 2015 hatte nachzuweisen versucht, dass regionale Bestandszunahmen und Abnahmen des [[Rotmilan]]s mit der Windanlagendichte korrelieren, dass also bei zunehmender Dichte der Windkraftanlagen die Zahl der Rotmilane sinkt.<ref>{{Literatur |Autor=Jakob Katzenberger, Christoph Sudfeldt |Titel=Rotmilan und Windkraft |TitelErg=Negativer Zusammenhang zwischen WKA-Dichte und Bestandstrends |Sammelwerk=[[Der Falke – Journal für Vogelbeobachter]] |Nummer=10/2019 |Verlag=[[Aula-Verlag (Wiebelsheim)|Aula-Verlag]] |Datum=2019-10 |ISSN=0323-357X |Online=https://www.falke-journal.de/wp-content/uploads/2019/10/Falke-2019-11-Rotmilan.pdf |Format=PDF |Abruf=2019-12-25}}</ref> Die Studie wies aber Mängel auf, so war die Zusammenfassung der einzelnen Populationen in Landkreise willkürlich ([[Gerrymandering]]), es gab auch auf Landkreisebene Gegenbeispiele (Populationszunahme trotz Ausbau der Windkraft) und schließlich war die vorgenommene lineare Regression für die stark unbalancierten Daten ungeeignet (es gibt sehr viel mehr Gebiete mit geringer Anlagendichte als mit hoher).<ref>{{Internetquelle |autor=Rechercheteam Europaeische-Energiewende-Community |url=https://energiewende.eu/windkraft-vogelschlag/#Bestandsentwicklung |titel=Behauptungen zur Windkraft – Vogelschlag |titelerg=Bestandsentwicklung |hrsg=Europaeische Energiewende Community e.&nbsp;V. |datum=2020-11-07 |abruf=2021-10-31}}</ref> Inzwischen wurde der Rotmilan auf der roten Liste für Vögel in Europa gegenüber 2015 auf „ungefährdet“ verbessert, bei wachsendem Bestand.<ref name="BL" />

Eine über elf Jahre auf der Insel [[Smøla]] durchgeführte Studie des norwegischen Instituts für Naturforschung ergab, dass die Anzahl getöteter Vögel um 72 % reduziert wurde, nachdem eines von drei<!--im EN electrek.co fälschlich: „vier“--> weißen Rotorblättern schwarz lackiert wurde. Rotierende, rein weiße Rotorblätter können die Vögel wegen [[Bewegungsunschärfe]]-ähnlicher Effekte kaum erkennen. Eingestreute schwarze Rotorblätter mildern dieses Problem deutlich. Auf der Insel Smøla kommen allerdings nur wenige Vogelarten vor, darunter nur die Greifvogelarten [[Seeadler (Art)|Seeadler]] und [[Turmfalke]].<ref>Roel May, Torgeir Nygård, Ulla Falkdalen, Jens Åström, Øyvind Hamre, Bård G. Stokke: ''Paint it black: Efficacy of increased wind turbine rotor blade visibility to reduce avian fatalities.'' In: ''Ecology and Evolution.'' 26. Juli 2020, [[doi:10.1002/ece3.6592]] (englisch).</ref>

===== Nordamerika =====
In einer 2013 publizierten [[Metaanalyse]] über Hunderte Untersuchungen schätzte man, dass von Windkraftanlagen geringere Gefahren für die Vogelwelt in den [[Vereinigte Staaten|Vereinigten Staaten]] ausgehen als von anderen Energiegewinnungsformen. Es wurde geschätzt, dass Windkraftanlagen durch Vogelschlag für ca. 0,27 getötete Vögel pro [[Wattstunde|GWh]] elektrischer Energie verantwortlich sind, während Kohlekraftwerke u.&nbsp;a. durch Bergbau und Schadstoffemissionen mit 5,2 Vögeln pro GWh einen fast 20-mal so hohen Verlust an Vögeln verursachen.<ref name="Sovacool-2009">Benjamin K. Sovacool: ''The avian benefits of wind energy: A 2009 update.'' [[Renewable Energy (Zeitschrift)|Renewable Energy]] 49, (2013), 19-24, [[doi:10.1016/j.renene.2012.01.074]].</ref>
Eine in [[Kanada]] durchgeführte Studie schätzt die Zahl der jährlich durch Windkraftanlagen getöteten Vögel auf ca. 20.000 bis 28.300, während insgesamt in Kanada 270&nbsp;Millionen Vögel durch menschliche Aktivitäten, 200&nbsp;Millionen durch Katzen und 25&nbsp;Millionen durch Kollisionen mit Gebäuden getötet werden.<ref>Yogesh Kumar et al.: ''Wind energy:Trends and enabling technologies.'' In: ''[[Renewable and Sustainable Energy Reviews]]'' 53, (2016), 209–224, S. 221, [[doi:10.1016/j.rser.2015.07.200]].</ref>

Nach einer in der Fachzeitschrift ''[[Nature]]'' erschienenen Studie gilt die Zahl getöteter Vögel durch Windkraftanlagen in den USA im Allgemeinen als vernachlässigbar. So würden Windkraftanlagen nur einige Tausend Vögel töten. Allerdings bestehe für einige [[Greifvögel]]-Populationen in kritischen [[Vogelzug|Durchzugsgebieten]] signifikante Gefahr.<ref>Emma Marris, Daemon Fairless: ''Wind farms’ deadly reputation hard to shift.'' [[Nature]] 447, 2007, S. 126, [[doi:10.1038/447126a]].</ref> Während in den USA an sehr früh genutzten Standorten wie z.&nbsp;B. am [[Altamont Pass]] eine relativ hohe Kollisionsgefahr von Vögeln mit Windkraftanlagen bestand (u.&nbsp;a. durch Errichtung in sehr vogelreichen Regionen sowie die Nutzung kleiner, sehr schnell drehender Anlagen), gingen Fälle von Vogelschlag bei neueren Windparks deutlich zurück, wie eine 2015 erschienene [[Systematische Übersichtsarbeit|Review-Studie]] ergab. Dort werden die Todesfälle mit 0,02 bis 7,36 Vögeln pro Anlage und Jahr angegeben, als Extremwert wurden 20,53 Vögel genannt. Greifvögel waren stärker gefährdet als andere Arten.<ref>Wang et al.: ''Ecological impacts of wind farms on birds: Questions, hypotheses, and research needs.'' In: ''[[Renewable and Sustainable Energy Reviews]]'' 44, (2015), 599–607, S. 601 f., [[doi:10.1016/j.rser.2015.01.031]].</ref>

==== Fledermäuse ====
[[Fledermäuse]] können zum Schlagopfer werden oder durch den Unterdruck in der Nähe der drehenden Rotoren von Windkraftanlagen [[Barotrauma]]ta erleiden.<ref>{{Internetquelle |hrsg=Deutsche Welle |werk=dw.com |url=https://www.dw.com/de/der-hei%C3%9Fe-draht-zur-fledermaus/a-18576186-0 |titel=Der heiße Draht zur Fledermaus |datum=2015-07-14 |abruf=2019-07-23 |sprache=de-DE}}</ref> Untersuchungen hatten schon 2008 ergeben, dass kein direkter Kontakt zwischen Fledermaus und Windkraftanlage als Todesursache notwendig ist, sondern auch schon ein Barotrauma ausreicht, welches durch die Druckunterschiede vor allem an den Rotorblattenden ausgelöst wird.<ref>Erin F. Baerwald u.&nbsp;a.: ''Barotrauma is a significant cause of bat fatalities at wind turbines.'' In: ''Current Biology'' 18, Nr.&nbsp;16, 2008, S.&nbsp;R695–R696, [[doi:10.1016/j.cub.2008.06.029]].</ref> Besonders gefährlich sind Windräder für Fledermausweibchen und -junge.<ref>{{Literatur |Autor=Linn S. Lehnert, Stephanie Kramer-Schadt, Sophia Schönborn, Oliver Lindecke, Ivo Niermann, Christian C. Voigt |Titel=Wind Farm Facilities in Germany Kill Noctule Bats from Near and Far |Sammelwerk=[[PLOS ONE]] |Band=9 |Nummer=8 |Datum=2014-08-13 |Sprache=en |Online=https://www.scinexx.de/wissen-aktuell-17900-2014-08-14.html |Abruf=2014-08-14 |DOI=10.1371/journal.pone.0103106}}</ref>

Bei allen Arten der Gattung der Fledermäuse (Microchiroptera) handelt es sich um [[besonders geschützte Art]]en gemäß [[Bundesnaturschutzgesetz]]. Sie sind sogenannte [[Anhang-IV-Arten]] der [[Fauna-Flora-Habitat-Richtlinie]].<ref>{{Internetquelle |url=https://www.natura2000manager.de/arten-und-lebensraeume/natura-2000-arten/fledermaeuse-der-ffh-rl/ |titel=Fledermäuse der FFH-RL |hrsg=BUND Landesverband Thüringen e.V. |abruf=07.06.2024}}</ref> Hinsichtlich einer Gefährdung von Fledermausarten durch Windkraftanlagen ist insbesondere maßgeblich, ob sich die betroffenen Bereiche als bevorzugte Jagdgebiete darstellen oder Hauptflugrouten durch diese verlaufen.

Als Strategien zur Vermeidung von Kollisionen mit Fledermäusen gelten der Verzicht auf besonders gefahrenträchtige Standorte sowie das Abschalten der Anlagen zu bestimmten Jahres- und Nachtzeiten bei niedrigen Windgeschwindigkeiten, in denen die Aktivität von Fledermäusen hoch ist.<ref name="RenebatI">{{Literatur |Hrsg=Robert Brinkmann, Oliver Behr, Ivo Niermann, Michael Reich |Titel=Entwicklung von Methoden zur Untersuchung und Reduktion des Kollisionsrisikos von Fledermäusen an Onshore-Windenergieanlagen |Reihe=Umwelt und Raum |BandReihe=4 |Verlag=[[Cuvillier Verlag]] |Ort=[[Göttingen]] |Datum=2011 |ISBN=978-3-86955-753-3 |Online=http://www.cuvillier.de/flycms/de/html/30/-UickI3zKPS77c0w}}</ref> Daher können durch die Anhebung der [[#Anlauf- und Abschaltwindgeschwindigkeit|Anlaufgeschwindigkeit]] die Fledermausunfälle bei nur geringem Ertragsverlust für die Betreiber drastisch reduziert werden.<ref name="RenebatII">{{Literatur |Hrsg=Oliver Behr, Robert Brinkmann, Fränzi Korner-Nievergelt, Martina Nagy, Ivo Niermann, Michael Reich, Ralph Simon |Titel=Reduktion des Kollisionsrisikos von Fledermäusen an Onshore-Windenergieanlagen |Reihe=Umwelt und Raum |BandReihe=7 |Verlag=[[Leibniz Universität Hannover]] |Ort=Hannover |Datum=2016 |DOI=10.15488/263}}</ref><ref name="Voigt Wildlife" />

Aufgrund der Gefährdung werden seit 2011 Abschaltalgorithmen entwickelt, welche die Anzahl Schlagopfer auf weniger als ein Sechstel reduzieren können.<ref>{{Internetquelle |autor=Robert Brinkmann, Oliver Behr, Ivo Niermann, Michael Reich (Hrsg.) |url=https://www.researchgate.net/profile/Oliver_Behr/publication/285767454_Fledermausfreundliche_Betriebsalgorithmen_fur_Windenergieanlagen/links/566aa9f208ae62b05f0332c7/Fledermausfreundliche-Betriebsalgorithmen-fuer-Windenergieanlagen.pdf |titel=Entwicklung von Methoden zur Untersuchung und Reduktion des Kollisionsrisikos von Fledermäusen an Onshore-Windenergieanlagen |hrsg=Institut für Umweltplanung der Leibniz Universität Hannover |datum=2011-01 |abruf=2020-11-08 |format=PDF}}</ref><ref>{{Internetquelle |autor=Oliver Behr, Robert Brinkmann, Fränzi Korner-Nievergelt, Martina Nagy, Ivo Niermann, Michael Reich & Ralph Simon (Hrsg.) |url=https://www.repo.uni-hannover.de/bitstream/handle/123456789/285/UuRBd7_gesamt.pdf |titel=Reduktion des Kollisionsrisikos von Fledermäusen an Onshore-Windenergieanlagen (RENEBAT II) |hrsg=Institut für Umweltplanung der Leibniz Universität Hannover |datum=2015 |abruf=2020-11-08 |format=PDF}}</ref><ref>{{Internetquelle |autor=O. Behr, R. Brinkmann, K. Hochradel, J. Mages, F. Korner-Nievergelt, H. Reinhard, R. Simon, F. Stiller |url=http://windbat.techfak.fau.de/Abschlussbericht/renebat-iii.pdf |titel=Bestimmung des Kollisionsrisikos von Fledermäusen an Onshore-Windenergieanlagen in der Planungspraxis (RENEBAT III) |hrsg=Universität Erlangen-Nürnberg, Erlangen/Freiburg/Ettiswil |datum=2018-06 |abruf=2020-11-08 |format=PDF}}</ref>  Drei bundesweite Vorhaben untersuchten die Reduktion des Kollisionsrisikos von Fledermäusen an Onshore-Windenergieanlagen (Renebat I bis III).<ref>{{Internetquelle |url=http://windbat.techfak.fau.de/ |titel=WindBat |hrsg=[[Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg]] |abruf=2019-07-25}}</ref> Damit sollte das Schlagrisiko von Fledermäusen in der Planungsphase richtig bestimmt werden.<ref name="RenebatIII">{{Literatur |Autor=Oliver Behr, Robert Brinkmann, Klaus Hochradel, Jürgen Mages, Fränzi Korner-Nievergelt, Heidje Reinhard, Ralph Simon, Florian Stiller, Natalie Weber, Martina Nagy |Titel=Bestimmung des Kollisionsrisikos von Fledermäusen an Onshore-Windenergieanlagen in der Planungspraxis |Ort=[[Erlangen]], [[Freiburg im Breisgau|Freiburg]], [[Ettiswil]] |Datum=2018 |Online=http://windbat.techfak.fau.de/Abschlussbericht/renebat-iii.pdf}}</ref><ref>[https://web.archive.org/web/20230601010602/https://www.probat.org/ueber-probat/forschung Probat – Forschung]</ref> Die Ergebnisse flossen zudem ein in das System ProBat, fledermausfreundlichen Betriebsalgorithmen von Windenergieanlagen.<ref>[https://web.archive.org/web/20230922034333/https://www.probat.org/ueber-probat/forschung Forschung] zu den Probat zugrunde liegenden Erhebungen (Renebat)</ref>

Die Autoren einer Studie schätzen 2015, dass in Deutschland jedes Jahr mehr als 250.000 Fledermäuse durch Windkraftanlagen getötet werden könnten, sofern keine vorbeugenden Maßnahmen wie angepasste Betriebsmodi getroffen werden.<ref name="Voigt Wildlife">{{Literatur |Autor=Christian C. Voigt et al. |Titel=Wildlife and renewable energy: German politics cross migratory bats |Sammelwerk=European Journal of Wildlife Research |Band=61 |Datum=2015 |Seiten=213–219 |Sprache=en |DOI=10.1007/s10344-015-0903-y}}</ref>

In Deutschland fand man bis April 2013 17 verunglückte Fledermausarten an den Anlagen, vor allem [[Großer Abendsegler|Große Abendsegler]], die [[Rauhautfledermaus]] und die [[Zwergfledermaus]]. Weitere schlagopfergefährdete Arten sind die [[Breitflügelfledermaus]], der [[Kleiner Abendsegler|Kleine Abendsegler]], die [[Mückenfledermaus]], die [[Nordfledermaus]] sowie die [[Zweifarbfledermaus]]. Allen Arten ist gemein, dass sie auch im freien Luftraum und in großen Höhen jagen. Zudem scheint es während der Migration zwischen Winter- und Sommerquartieren von Abendseglern und Rauhautfledermäusen häufiger zu Kollisionen zu kommen. Eine Rolle spielt vermutlich auch die nach der Auflösung der Wochenstuben stattfindende Erkundungs- und Schwärmphase, durch die vermutlich die Zwergfledermaus häufiger an Windkraftanlagen verunglückt.<ref>{{Literatur |Autor=Andreas Zahn, Anika Lustig, Matthias Hammer |Titel=Potenzielle Auswirkungen von Windenergieanlagen auf Fledermauspopulationen |Sammelwerk=[[Anliegen Natur]] |Band=36 |Nummer=1 |Datum=2014 |ISBN=978-3-944219-09-7 |Seiten=21–35 |Online=https://www.anl.bayern.de/publikationen/anliegen/doc/an36106zahn_et_al_2014_windenergieanlagen_und_fledermaeuse.pdf}}</ref> Einige Standorte, etwa im Wald oder in dessen Nähe, gelten als besonders schlagträchtig.<ref>{{Literatur |Autor=Jörg Müller |Titel=Fledermäuse im Wald – Neue Gefahren durch Windkraft |Sammelwerk=[[Anliegen Natur]] |Band=36 |Nummer=1 |Datum=2014 |ISBN=978-3-944219-09-7 |Seiten=36–38 |Online=https://www.anl.bayern.de/publikationen/anliegen/doc/an36108mueller_2014_fledermaeuse.pdf}}</ref> Während der Zugzeit im August und September kommt es vermehrt zu Kollisionen, auch bestimmte Witterungsbedingungen – Temperatur, Windgeschwindigkeit – begünstigen den Fledermausschlag.
In einer Schweizer Untersuchung 2015 wurde festgestellt, dass 70 Prozent der dortigen Fledermausbewegungen in Bodennähe statt fanden, weitere 25 Prozent im Bereich um 31 Meter Höhe noch unterhalb des Rotors und 5 Prozent auf Nabenhöhe einer großen Windturbine.<ref name="FlederDetekt" />

Ein Forschungsvorhaben an der Ostseeküste Lettlands ergab, dass Fledermäuse vermutlich von der [[Befeuerung (Luftfahrt)|Befeuerung]] angelockt werden, die nachts an Windkraftanlagen rot blinkt. Daher schlagen die Autoren eine [[Hinderniskennzeichnung von Windenergieanlagen#Bedarfsgesteuerte Nachtbefeuerung|bedarfsgerechte Befeuerung]] vor.<ref>{{Literatur |Autor=Christian C. Voigt, Katharina Rehnig, Oliver Lindecke, Gunārs Pētersons |Titel=Migratory bats are attracted by red light but not by warm‐white light: Implications for the protection of nocturnal migrants |Sammelwerk=Ecology and Evolution |Band=8 |Datum=2018-08 |Sprache=en |Online=https://www.researchgate.net/publication/327231742_Migratory_bats_are_attracted_by_red_light_but_not_by_warm-white_light_Implications_for_the_protection_of_nocturnal_migrants |Abruf=2020-01-18 |DOI=10.1002/ece3.4400}}</ref>

Eine britische Studie aus dem Jahr 2010 legt nahe, dass das helle Grau, mit dem Windkraftanlagen üblicherweise gestrichen werden, auf Fluginsekten anziehend wirkt, während andere Farben weniger Insekten anlockten. Da eine hohe Insektenaktivität Insektenfresser wie Vögel oder Fledermäuse anlockt, könnten Vögel und Fledermäuse durch einen anderen Farbanstrich geschützt werden.<ref>{{Literatur |Autor=C. V. Long, J. A. Flint, P. A. Lepper |Titel=Insect attraction to wind turbines: does colour play a role? |Sammelwerk=European Journal of Wildlife Research |Band=57 |Datum=2011 |Seiten=323–331 |Sprache=en |Online=https://hal.archives-ouvertes.fr/hal-00625148/document |DOI=10.1007/s10344-010-0432-7}}</ref>

Windkraftanlagen sind unerheblich für das [[Insektensterben]].<ref>[[Bernward Janzing]]: ''[https://taz.de/Studie-zu-Gefahren-von-Windraedern/!5582675/ Studie zu Gefahren von Windrädern: Stimmungsmache mit Insektentod].'' In: ''[[die tageszeitung]].'' 24. März 2019</ref>

=== Auswirkungen auf das lokale Klima ===
Die drehenden Rotoren von großen Windkraftanlagen vermischen höhere und niedrigere Luftschichten. Dadurch erhöht sich die Bodentemperatur auf der [[Leeseite]] eines Windparks nachts und in den Morgenstunden.<ref>Jenell M. Walsh-Thomas et al.: ''Further evidence of impacts of large-scale wind farms on land surface temperature.'' Renewable and Sustainable Energy Reviews 16, 2012, [[doi:10.1016/j.rser.2012.07.004]] ([http://docs.wind-watch.org/Walsh-Thomas-et-al-wind-farms-land-surface-temperature.pdf freier Volltext]).</ref> Diese Erwärmung ist auf die Umgebung des Windparks innerhalb einiger Kilometer beschränkt. Tagsüber erzeugt der von der Sonne erwärmte Boden [[Thermik]], sodass sich die unteren Luftschichten auch ohne das Zutun von Windkraftanlagen vermischen. Die Erhöhung der Bodentemperatur durch Windkraftwerke fällt etwa um den Faktor zehn größer aus als die von [[Photovoltaik-Freiflächenanlage]]n mit gleicher elektrischer Leistung.<ref>Lee M. Miller, David W. Keith: ''Climatic Impacts of Wind Power.'' Joule 2, 2018, [[doi:10.1016/j.joule.2018.09.009]] ([http://docs.wind-watch.org/Miller-Keith-Climatic-impacts-wind-power.pdf freier Volltext]).</ref> Windkraftanlagen können aber allein schon daher keine Dürre verursachen, da die Windräder gar nicht hoch genug sind, um die Luftschichten zu beeinflussen, in denen Wolken entstehen und sich Niederschläge bilden.<ref>[https://www.tagesschau.de/faktenfinder/windenergie-klima-100.html tagesschau.de: Klima-Desinformation Windkraftanlagen verursachen keine Dürre] 12. Juni 2024</ref>

=== Auswirkungen bei Standorten im Meer ===
[[Datei:North Hoyle Offshore Wind Farm aerial.jpg|mini|Windkraftanlagen vor der walisischen Küste]]

Um die erheblich stärkeren Winde auf See nutzen zu können, werden in Europa [[Windpark#Offshore-Windparks|Offshore-Windparks]] geplant und gebaut. [[Deutschland]], [[Dänemark]], [[Schweden]] und [[Vereinigtes Königreich|Großbritannien]] haben bereits zahlreiche nahe der Küste liegende (''Nearshore'') Windparks errichtet.

Nachteilig sind mögliche Beeinträchtigungen der [[Meeresökologie]]. Unsicher sind die Auswirkungen von Offshore-Windparks auf Meeressäuger wie Delfine und Schweinswale, insbesondere beim Bau der Fundamente. Naturschutzbedenken werden bei den Standortplanungen der Parks berücksichtigt. Die Kabelverbindungen von den Offshore-Windparks zum Land führen in der Nordsee oft durch das [[Wattenmeer]], das in Deutschland fast komplett als [[Biosphärenreservat]] und [[Nationalpark]] ausgewiesen ist. Durch Betrieb und Wartung entsteht zusätzlicher Schiffs- bzw. Helikopterverkehr und Betriebsstoffe (Schmieröl o.&nbsp;Ä.) können in die Umwelt gelangen.

Die Auswirkungen einer großflächigen Nutzung der Offshore-Windenergie auf die Meeresökologie sind derzeit Gegenstand der Forschung; die bisher gewonnenen Erkenntnisse deuten darauf hin, dass Offshore-Windparks verglichen mit Onshore-Anlagen eher geringere Umweltbelastungen verursachen.<ref>Martin Kaltschmitt, Wolfgang Streicher, Andreas Wiese (Hrsg.): ''Erneuerbare Energien. Systemtechnik, Wirtschaftlichkeit, Umweltaspekte.'' Berlin/Heidelberg 2013, S.&nbsp;542.</ref>

Bei einer Untersuchung des Offshore-Windparks [[Egmond aan Zee]] kamen niederländische Wissenschaftler zu dem Ergebnis, dass sich der fertig errichtete Windpark weitgehend positiv auf die [[Tierwelt]] auswirkt. Meerestiere könnten zwischen den Fundamenten und Stützen der Windkraftanlagen Ruhestätten und Schutz finden; die [[Biodiversität]] innerhalb des Windparks sei größer als in der Nordsee. Zwar würden einige auf Sicht jagende Vögel den Windpark meiden, andere Vogelarten jedoch fühlten sich durch den Windpark nicht gestört. Negative Auswirkungen gab es dagegen während des Baus.<ref>[http://www.dradio.de/dlf/sendungen/forschak/1589011/ ''Ruhe unter Rotoren.''] Deutschlandradio, 26. Oktober 2011.</ref> Leiser, aber noch nicht etabliert ist das Einsaugen von [[Bucket-Fundament]]en.

[[Mark Z. Jacobson]] hat vorgeschlagen, sehr große Offshore-Windparks zu installieren, dicht gestaffelt bis in 100&nbsp;km Abstand von der Küste, um diese vor [[Tropischer Wirbelsturm|Wirbelstürmen]] zu schützen. Neben der Windgeschwindigkeit würde auch die Höhe von Sturmfluten abnehmen.<ref>Mark Z. Jacobson et al.: ''Taming hurricanes with arrays of offshore wind turbines.'' [[Nature Climate Change]] 4, 2014, [[doi:10.1038/NCLIMATE2120]] ([https://www.researchgate.net/profile/Mark_Jacobson2/publication/262996491_Taming_hurricanes_with_arrays_of_offshore_wind_turbines/links/565e113308ae1ef92983a595.pdf freier Volltext]).</ref>

=== Stoffeinsatz und Energiebilanz ===
==== Ressourceneinsatz ====
Windkraftanlagen bestehen zum größten Teil aus Beton und Stahl. Daneben bestehen sie aus einer Vielzahl weiterer [[Rohstoff]]e wie z.&nbsp;B. [[Kupfer]], [[Mangan]], [[Selen]], [[Molybdän]], [[Niob]] und [[Metalle der Seltenen Erden]] für das elektrische System oder [[faserverstärkter Kunststoff]] (GFK bzw. CFK) für die Rotorblätter.

Der Ressourceneinsatz der Windenergienutzung gilt durch eine große Zahl von Studien und Lebenszeitanalysen als gut untersucht. Eine systematische Zusammenfassung für den Bestand der deutschen Infrastruktur, in der auch die Windenergie untersucht wurde, wurde vom [[Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie]] 2011 in der Studie „Materialbestand und Materialflüsse in Infrastrukturen“ publiziert.<ref>{{Webarchiv |url=http://ressourcen.wupperinst.org/downloads/MaRess_AP2_4.pdf |text=''Materialbestand und Materialflüsse in Infrastrukturen.'' |wayback=20131204032418}} (PDF; 4,3&nbsp;MB). Studie des [[Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie|Wuppertal Instituts für Klima, Umwelt, Energie]]. Abgerufen am 20. Juli 2012.</ref>
Demnach betrug der Materialbestand der Windkraftanlagen in Deutschland 2009 ca. 14,5 Mio. Tonnen, wobei Beton mit ca. 9,9 Mio. Tonnen den Löwenanteil ausmachte. Anschließend folgten Stahl mit 3,6&nbsp;Mio.&nbsp;t, GFK mit 0,37&nbsp;Mio.&nbsp;t und Gusseisen mit 0,36&nbsp;Mio.&nbsp;t. Die angenommenen Recyclingraten für komplette Turbinen schwanken zwischen 80 % und 100 %.<ref>{{Webarchiv |url=http://ressourcen.wupperinst.org/downloads/MaRess_AP2_4.pdf |text=''Materialbestand und Materialflüsse in Infrastrukturen.'' |wayback=20131204032418}} (PDF; 4,3&nbsp;MB). Studie des [[Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie|Wuppertal Instituts für Klima, Umwelt, Energie]]. Abgerufen am 20. Juli 2012, S. 171–178.</ref>

Bis zu 200 Tonnen Metalle sind in einer einzelnen Windkraftanlage verbaut, der Großteil davon Stahl.<ref>{{Internetquelle |autor=Michael Bauchmüller |url=https://www.sueddeutsche.de/wirtschaft/studie-die-energiewende-verschlingt-massenweise-rohstoffe-1.3957951 |titel=Studie: Energiewende verschlingt massenweise Rohstoffe |sprache=de |abruf=2022-07-12}}</ref> Verglichen mit anderen Kraftwerkstypen liegt bei Windkraftanlagen der Einsatz von in der Produktion energieintensivem Metall mit 28,5 % über dem Durchschnitt.<ref>[https://www.vdi-nachrichten.com/artikel/Windkraftanlagen-sind-Materialfresser/59687/2 ''Windkraftanlagen sind Materialfresser.''] In: ''[[VDI nachrichten]].'' 20. Juli 2012, abgerufen am 20. Juli 2012.</ref> So betrug beispielsweise der Materialbestand der deutschen [[Kohlekraftwerk]]e 17,0&nbsp;Mio.&nbsp;t, wobei 14,5&nbsp;Mio.&nbsp;t auf Beton entfielen.<ref>{{Webarchiv |url=http://ressourcen.wupperinst.org/downloads/MaRess_AP2_4.pdf |text=''Materialbestand und Materialflüsse in Infrastrukturen.'' |wayback=20131204032418}} (PDF; 4,3&nbsp;MB). Studie des [[Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie|Wuppertal Instituts für Klima, Umwelt, Energie]]. Abgerufen am 20. Juli 2012, S. 154.</ref> Für eine Windkraftanlage werden etwa 1600 Tonnen Beton benötigt.<ref>{{Internetquelle |url=https://max-boegl.de/news/1600-tonnen-beton-fuer-eine-windenergieanlage |titel=1600 Tonnen Beton für eine Windenergieanlage |werk=Max-Boegl.de |sprache=de-de |abruf=2022-07-12}}</ref>

Die Metalle werden aufgrund ihres hohen Preises bzw. der teilweise begrenzten Verfügbarkeit oft sehr gut recycelt, viele davon können bei entsprechender Sortenreinheit nach dem Einschmelzen ohne Qualitätseinbußen wiederverwendet werden. Beton kann, sofern das Fundament nicht im Boden verbleibt, mittels [[Sprengung]], [[Abbruchzange]] und [[Hydraulikhammer]] zerlegt und in einem [[Brecher (Zerkleinerungsmaschine)|Brecher]] zerkleinert und einem [[Betonrecycling#Festbetonrecycling|Betonrecycling]] unterzogen werden. Schwieriger ist das Recycling des faserverstärkten Kunststoffs der Rotorblätter. Er wird vorwiegend thermisch verwertet, indem es in der Zementindustrie als Ersatzbrennstoff genutzt wird.<ref>{{Internetquelle |autor=Schlütersche Verlagsgesellschaft mbH & Co KG |url=https://www.erneuerbareenergien.de/rueckbau-diamantsaege-zerschneidet-rotorblaetter-wie-butter |titel=Rückbau: Diamantsäge zerschneidet Rotorblätter wie Butter |abruf=2021-01-18}}</ref>

Das Recycling von Windkraftanlagen ist eine gesetzliche Pflichtaufgabe für die Eigentümer und soll durch verpflichtende Rücklagen garantiert werden.<ref>[https://www.ndr.de/nachrichten/mecklenburg-vorpommern/Windraeder-Wer-kontrolliert-die-Entsorgung,windrad624.html ''Windräder: Wer kontrolliert die Entsorgung?''] In: ''[[NDR]].de.'' 3. April 2017.</ref> In einer umfangreichen Untersuchung kam das [[Umweltbundesamt (Deutschland)|deutsche Umweltbundesamt]] 2019 zu dem Schluss, dass Deutschland auf den verstärkten Rückbau ab 2021 nicht ausreichend vorbereitet sei. Für das Jahr 2038 prognostizierte es eine Finanzierungslücke von 300 Millionen Euro.<ref>{{Literatur |Titel=Drohender Recyclingengpass: Das Problem mit den ausgedienten Windrädern |Sammelwerk=Spiegel Online |Datum=2019-11-01 |Online=https://www.spiegel.de/wissenschaft/technik/umweltbundesamt-deutschland-ist-auf-recycling-alter-windraeder-nicht-vorbereitet-a-1294496.html |Abruf=2019-11-02}}</ref>

==== Energierücklaufzeit ====
Die [[Erntefaktor#Energetische Amortisationszeit|Energierücklaufzeit]] (energetische Amortisationszeit) beschreibt die Zeit, die vergeht, bis ein Kraftwerk genauso viel Energie erzeugt hat, wie zu dessen Produktion, Transport, Errichtung, Betrieb usw. benötigt wurde. Die Energierücklaufzeit beträgt bei Windkraftanlagen etwa drei bis sieben Monate und liegt auch nach konservativen Schätzungen deutlich unter einem Jahr. Der produzierten elektrischen Energie wird in der Regel die eingesparte [[Primärenergie]] gegenübergestellt. Eine kWh<sub>elektrisch</sub> ist energetisch etwa dreimal so wertvoll wie eine kWh<sub>thermisch</sub>, da der Wirkungsgrad der Umwandlung bei ca. 0,3 bis 0,4 liegt. Die thermische Energie lässt sich aufgrund des Umwandlungwirkungsgrades von 0,8 bis 0,9 etwa der Primärenergie gleichstellen<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 931.</ref> Energetisch können sich nur Kraftwerke amortisieren, die [[Erneuerbare Energie|regenerative Energiequellen]] nutzen, da fossile Brennstoffe verwendende [[Kraftwerk]]e ständig nicht-regenerative Energievorräte verbrauchen.<ref name="Schabbach/Wesselak S. 24">Thomas Schabbach, Viktor Wesselak: ''Energie. Die Zukunft wird erneuerbar.'' Berlin/Heidelberg 2012, S. 24.</ref>

Während erste Untersuchungen aus der Pionierzeit der Windenergienutzung (1970er und frühe 1980er Jahre), beruhend auf unausgereiften Testanlagen mit nur wenigen Betriebsstunden durchaus den Schluss zuließen, dass eine energetische Amortisation kaum möglich ist, belegen zahlreiche Studien seit Ende der 1980er Jahre bis in die Gegenwart, dass sich die heutigen ausgereiften Serienanlagen in wenigen Monaten energetisch amortisieren. Bei den Ergebnissen der verschiedenen Untersuchungen gibt es allerdings gewisse Unterschiede. Dies hängt zum einen mit den stark unterschiedlichen, standortabhängigen Energieerträgen von Windkraftanlagen zusammen, zum anderen mit dem betrachteten Lebenszyklus. Zudem unterscheiden sich oft die Bilanzierungsmethoden. So wurde z.&nbsp;B. in alten Untersuchungen nur die Herstellung der Anlage betrachtet. In modernen [[Lebenszyklusanalyse]]n werden hingegen der Energieaufwand für Transport, Wartung über die Lebenszeit und Rückbau mit hinzugerechnet.

In der Literatur schwanken die Angaben des Erntefaktors etwa zwischen Faktor 20 und 50.<ref name="Zimmermann">Till Zimmermann, ''Parameterized tool for site specific LCAs of wind energy converters.'' In: ''[[The International Journal of Life Cycle Assessment]]'' 18, (2013), 49-60, [[doi:10.1007/s11367-012-0467-y]].</ref> Der Erntefaktor ergibt sich aus Betriebsdauer der Anlage geteilt durch die energetische Amortisationszeit. Ardente u.&nbsp;a. ermittelten in ihrer Arbeit für einen italienischen Windpark einen primärenergetisch gewichteten Erntefaktor von 40–80 und konstatieren, dass selbst unter schlechtesten Voraussetzungen die Energierücklaufzeit unter einem Jahr liegt. Aus diesen Werten schlussfolgern sie, dass Windparks – auch verglichen mit anderen regenerativen Energien – zu den umweltschonendsten Energiegewinnungsformen zählen.<ref>Fulvio Ardente, Marco Beccali, Maurizio Cellura, Valerio Lo Brano: ''Energy performances and life cycle assessment of an Italian wind farm.'' In: ''[[Renewable and Sustainable Energy Reviews]]'' 12 (2008), 200–217, S. 214. [[doi:10.1016/j.rser.2006.05.013]].</ref> Eine 2017 in der Fachzeitschrift [[Renewable Energy (Zeitschrift)|Renewable Energy]] erschienene [[Systematische Übersichtsarbeit]], die 17 seit dem Jahr 2000 erschienene Studien auswertete, kam zum Ergebnis, dass die Energierücklaufzeit von Windkraftanlagen größtenteils unter einem Jahr liegt. Für Onshore-Anlagen lag die Energierücklaufzeit zwischen 3,1 und 12 Monaten, im Durchschnitt bei 6,8 Monaten, bei Offshore-Anlagen 4,7 und 11,1 Monaten, mit Durchschnittswerten von 7,8 Monaten.<ref>{{Literatur |Autor=J.K. Kaldellis, D. Apostolou |Titel=Life cycle energy and carbon footprint of offshore wind energy. Comparison with onshore counterpart |Sammelwerk=[[Renewable Energy (Zeitschrift)|Renewable Energy]] |Band=108 |Datum=2017 |Seiten=72–84 |DOI=10.1016/j.renene.2017.02.039}}</ref>

Hau gibt für eine Anlage mit einer Nennleistung von 1&nbsp;MW und einem Rotordurchmesser von 53&nbsp;m detaillierte Daten an. Die Herstellung einer derartigen Anlage erfordert demnach einen Primärenergieeinsatz von rund 2&nbsp;Mio.&nbsp;kWh, wobei etwa 1,6&nbsp;Mio.&nbsp;kWh auf die Stahlherstellung entfallen. Das jährliche [[Regelarbeitsvermögen]] dieser Anlage beträgt 2,4&nbsp;Mio.&nbsp;kWh<sub>elektrisch</sub>, entsprechend 6,85&nbsp;Mio.&nbsp;kWh<sub>Primärenergie</sub>. Die energetische Amortisationszeit ist folglich 3,4 Monate, der Erntefaktor liegt bei einer Betriebsdauer von 20 Jahren bei 70.<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 931 f.</ref>

{| class="wikitable"
|+ Beispiele für die Energierücklaufzeit von Windkraftanlagen
!Typ !!Energierücklaufzeit
|-
|Offshore-Windpark 2010; 200&nbsp;MW (40&nbsp;×&nbsp; [[Senvion#Windenergieanlagen auf See (offshore)|REpower 5M]]) Erfassung gesamter Lebensweg, inkl. Netzanbindung<ref name="Tryfonidou">Rodoula Tryfonidou: ''Energetische Analyse eines Offshore-Windparks unter Berücksichtigung der Netzintegration'' (= Schriftenreihe des Lehrstuhls für Energiesysteme und Energiewirtschaft. 14). Zgl. Diss., Bochum 2007. {{Webarchiv|url=http://www-brs.ub.ruhr-uni-bochum.de/netahtml/HSS/Diss/TryfonidouRodoula/diss.pdf |wayback=20131110181818 |text=Online }} (PDF; 1,2&nbsp;MB).</ref>
|5 Monate
|-
|Windkraftanlage Enercon E-66; 1500&nbsp;kW, 66&nbsp;m Rotordurchmesser; Mischanalyse Herstellung, Auf- und Abbau, Wartung<ref name="Geuder 2004">Matthias Geuder: {{Webarchiv|url=http://bastgen.de/schule/physik/10/KEA/Studie_FH-W%25FCrzburg_EnergBewertung.pdf |wayback=20131110160030 |text=''Energetische Bewertung von Windkraftanlagen.'' }} (PDF; 2,1&nbsp;MB). Fachhochschule Würzburg-Schweinfurt, Schweinfurt 2004 (Diplomarbeit).</ref>
|3,7–6,1 Monate
|-
|Windkraftanlage [[Gamesa]] G80/2MW mit 2000&nbsp;kW, 80&nbsp;m Rotordurchmesser und 70&nbsp;m Turm; voller Lebenszyklus<ref>Eduardo Martinez et al.: ''Life-cycle assessment of a 2-MW rated power wind turbine: CML method.'' In: ''[[The International Journal of Life Cycle Assessment]]'' 14, (2009), 52–63, [[doi:10.1007/s11367-008-0033-9]].</ref>
| 0,58 Jahre (ca. 7 Monate)
|-
|Windkraftanlage Enercon E-82 E2 mit 2300&nbsp;kW, 82&nbsp;m Rotordurchmesser und 97&nbsp;m Betonturm; voller Lebenszyklus<ref>Torsten Thomas: [https://www.ingenieur.de/technik/fachbereiche/energie/oekobilanzen-fuer-onshore-windenergieanlagen-im-blick/ ''Ökobilanzen für Onshore-Windenergieanlagen im Blick.''] ingenieur.de, 2. September 2011.</ref>
| 4,7–6,8 Monate
|-
|Windkraftanlage Enercon E-82 E2 mit 2300&nbsp;kW, 82&nbsp;m Rotordurchmesser und 107&nbsp;m Hybridturm; voller Lebenszyklus<ref name="Zimmermann" />
| 4,4–8 Monate
|-
|Windkraftanlage 2&nbsp;MW, 90&nbsp;m Rotordurchmesser; (Getriebe); Herstellung, Betrieb und Rückbau<ref name="Guezuraga">Begoña Guezuraga, Rudolf Zauner, Werner Pölz: ''Life cycle assessment of two different 2&nbsp;MW class wind turbines.'' In: ''[[Renewable Energy (Zeitschrift)|Renewable Energy]]'' 37 (2012) 37–44, S.&nbsp;44. [[doi:10.1016/j.renene.2011.05.008]].</ref>
| 7,2 Monate
|-
|Windkraftanlage 1,8&nbsp;MW, 70&nbsp;m Rotordurchmesser; (Getriebelos); Herstellung, Betrieb und Rückbau<ref name="Guezuraga" />
| 7,2 Monate
|-
|Windkraftanlage 2&nbsp;MW, 78&nbsp;m Rotordurchmesser, Herstellung, Betrieb und Recycling<ref name="Haapala">Karl R. Haapala, Preedanood Prempreeda: ''Comparative life cycle assessment of 2.0&nbsp;MW wind turbines.'' In: ''International Journal of Sustainable Manufacturing.'' Vol. 3, No. 2, 2014, S. 170–185. [[doi:10.1504/IJSM.2014.062496]].</ref>
| 5,2 Monate
|-
|Windkraftanlage 2&nbsp;MW, 80&nbsp;m Rotordurchmesser, Herstellung, Betrieb und Recycling<ref name="Haapala" />
| 6,4 Monate
|-
|}

==== Metalle ====
Nach Schätzungen aus dem Jahr 2011 werden bei rund einem Sechstel der Windkraftanlagen [[#permanenterregt|Synchrongeneratoren mit Permanentmagneten]] aus [[Neodym-Eisen-Bor]] eingesetzt.<ref name="oeko">[https://www.oeko.de/oekodoc/1110/2011-001-de.pdf ''Hintergrundpapier Seltene Erden.''] (PDF; 136&nbsp;kB). Öko-Institut, Januar 2011.</ref> Auch [[Dysprosium]] kann beigemischt werden.<ref name="ne1703" /> Die Elemente [[Neodym]] und Dysprosium zählen zu den sogenannten [[Metalle der Seltenen Erden|Metallen der Seltenen Erden]], die je nach Studie und Jahr zu 60 %<ref>{{Internetquelle |url=https://www.usgs.gov/centers/nmic/rare-earths-statistics-and-information |titel=Mineral Commodity Summaries |werk=Rare Earths Statistics and Information |hrsg=USGS |datum=2019 |abruf=2021-08-20 |sprache=en}}</ref><ref>{{Literatur |Autor=European Commission. Joint Research Centre |Titel=The role of rare earth elements in wind energy and electric mobility: an analysis of future supply/demand balances. |Verlag=Publications Office |Ort=LU |Datum=2020 |Online=https://data.europa.eu/doi/10.2760/303258 |Abruf=2021-08-20 |DOI=10.2760/303258}}</ref> (2019) bis 90 %<ref name="Du" /> (2011) bzw. 97 %<ref name="Massari" /> (2013) in China unter erheblichen Belastungen für die Umwelt und die Gesundheit der Anwohner abgebaut und aufbereitet werden.<ref name="Massari">Stefania Massari, Marcello Ruberti: ''Rare earth elements as critical raw materials: Focus on international markets and future strategies.'' In: ''Resources Policy'' 38, (2013), 36–43, [[doi:10.1016/j.resourpol.2012.07.001]].</ref> Im Jahr 2012 wurden ca. 5 % der weltweiten Neodym-Eisen-Bor Magnete in Windkraftanlagen verwendet.<ref>{{Internetquelle |autor=S. Glöser-Chahoud, M. Pfaff, L. Tercero Espinoza, M. Faulstich |url=https://www.windland.ch/wordpress/wp-content/uploads/Materialflussanalyse_Gloeser_et_al.pdf |titel=DYNAMISCHE MATERIALFLUSS-ANALYSE DER MAGNETWERKSTOFFE NEODYM UND DYSPROSIUM IN DEUTSCHLAND |hrsg=Ulrich Teipel, Armin Reller, Fraunhofer Verlag |datum=2016 |abruf=2021-08-20 |format=PDF}}</ref>

In fast allen Offshore-Windkraftanlagen in Europa und in etwa 76 % der Anlagen weltweit wurden im Jahr 2018 Generatoren mit Permanentmagneten eingesetzt.<ref>{{Literatur |Autor=European Commission. Joint Research Centre |Titel=Raw materials demand for wind and solar PV technologies in the transition towards a decarbonised energy system |Verlag=Publications Office |Ort=LU |Datum=2020 |Online=https://data.europa.eu/doi/10.2760/160859 |Abruf=2021-08-20 |DOI=10.2760/160859}}</ref> Diese erlauben eine hohe Leistungsdichte und geringe Größe bei hohem Wirkungsgrad unter allen Geschwindigkeiten.

Potenzielle Alternativen zu Generatoren mit Permanentmagneten sind mehrpolige Synchrongeneratoren und [[Kurzschlussläufer]]-Induktionsgeneratoren. Eine weitere Option ist der Einsatz von [[Hybridantrieb]]s<nowiki />generatoren, bei denen ein kleinerer Permanentmagnet als in Standardsystemen verwendet wird. Dies könnte zu einer Verringerung des Einsatzes von Neodym, Praseodym und Dysprosium um bis zu zwei Drittel pro Turbine führen.<ref>{{Internetquelle |autor=Iain Cox |url=https://uk-ireland.rwe.com/-/media/RWE/documents/03-unser-portfolio-und-loesungen/innovation-und-technik/projektvorhaben/lyre/centre-for-sustainable-energy-common-concerns-about-windpower.pdf |titel=Common concerns about wind power |hrsg=Centre for Sustainable Energy |datum=2017-06 |abruf=2021-08-20 |format=PDF |sprache=en}}</ref> In Zukunft könnten auch supraleiterbasierte Generatoren, wie im EU Projekt ''EcoSwing'' getestet, eine Alternative darstellen.<ref>{{Internetquelle |url=https://cordis.europa.eu/project/id/656024/reporting |titel=EcoSwing – Energy Cost Optimization using Superconducting Wind Generators – World’s First Demonstration of a 3.6&nbsp;MW Low-Cost Lightweight DD Superconducting Generator on a Wind Turbine |werk=EU Kommission |hrsg=CORDIS |datum=2019-04-30 |abruf=2021-08-20 |sprache=en}}</ref>

Einige Windkraftanlagenhersteller wie zum Beispiel [[Senvion]] und [[Enercon]] weisen ausdrücklich darauf hin, dass in ihren Generatoren kein Neodym eingesetzt wird.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.euwid-energie.de/windbranche-befuerchtet-imageschaden-durch-negativ-bericht-ueber-neodym-einsatz-in-wea/ |titel=Windbranche befürchtet Imageschaden durch Negativ-Bericht über Neodym-Einsatz in WEA |werk=euwid-energie.de |datum=2011-05-09 |abruf=2021-08-20}}</ref> Nach Preisspitzen im Jahr 2011 kehrten andere Hersteller wie [[Vestas Wind Systems|Vestas]] und [[GE Wind Energy|General Electric]], die in ihren Anlagen zuvor zeitweise [[Seltenerdmagnet]]e einsetzten, bei vielen ihrer Anlagen zum [[Doppelt gespeiste Asynchronmaschine|doppelt-gespeisten Asynchrongenerator]] zurück.<ref>Markus Mueller, Henk Polinder (Hrsgs.): ''Electrical drives for direct drive renewable energy systems.'' Woodhead Publishing Limited 2013, S. 147.</ref><ref>[https://www.windpowermonthly.com/article/1365873/technology-3mw-model-vestas-reveals-low-wind-v136-345mw-turbine ''Technology 3MW model: Vestas reveals low-wind V136-3.45MW turbine.''] In: ''[[Windpower Monthly]].'' 30. September 2015, abgerufen am 8. Mai 2017.</ref> Im Zuge einer Leistungssteigerung stellte Vestas 2013 dann ebenfalls neue Anlagentypen, die (neodymlose) Asynchrongeneratoren mit Vollumrichter verwenden, vor.<ref name="WPM V136">[https://www.windpowermonthly.com/article/1365873/technology-3mw-model-vestas-reveals-low-wind-v136-345mw-turbine ''Technology 3MW model: Vestas reveals low-wind V136-3.45MW turbine''] In: ''[[Windpower Monthly]].'' 30. September 2015, abgerufen am 29. Oktober 2015.</ref> Für Befestigungen am Stahlturm werden Dauermagnete weiterhin eingesetzt. Um den Anteil an Dysprosium in den Generatoren auf unter 1 % zu verringern, setzt z.&nbsp;B. [[Siemens Wind Power]] auf eine spezielle Kühlung.<ref name="ne1703" />

Im Jahr 2007 waren rund 62.000 Tonnen Neodym im Umlauf, wovon ca. 10.000 Tonnen in Windkraftanlagen verbaut waren.<ref name="Du">Xiaoyue Du, T. E. Graedel: ''Global Rare Earth In-Use Stocks in NdFeB Permanent Magnets.'' In: ''[[Journal of Industrial Ecology]]'' 16, Issue 6, (2011), 836–843, [[doi:10.1111/j.1530-9290.2011.00362.x]].</ref> Die verwendeten Magnete weisen eine lange Lebenszeit auf und sind aufgrund ihrer Größe leicht zu recyclen.<ref>Koen Binnemans et al.: ''Recycling of rare earths: a critical review.'' In: ''[[Journal of Cleaner Production]]'' 51, (2013), 1–22, [[doi:10.1016/j.jclepro.2012.12.037]].</ref>

=== Unfallrisiken ===
Die Nutzung der Windenergie ist sowohl in Hinblick auf die Häufigkeit des Auftretens als auch der Schwere von [[Unfall|Unfällen]] eine sehr sichere Technologie, gerade auch im Vergleich zu anderen Arten der Energiegewinnung.<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen: Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' Berlin/Heidelberg 2014, S. 651 f.</ref> Zwar treten Unglücksfälle auch bei Windkraftanlagen auf, doch da sie meist fernab von Siedlungen stehen und Unfälle vor allem während Sturmphasen geschehen, kommt es abgesehen von Arbeitsunfällen bei der Montage und Wartung meist nicht zu Personenschäden. Neben [[Blitz]]schlägen und defekten Rotorblättern sind Turmberührungen bei extremen Böen Gründe für Unfälle. Dabei kann eine Anlage umstürzen oder Teile der Rotorblätter verlieren. Eine schlagartige Beschädigung oder Zerstörung einer Windkraftanlage durch Überschreitung der Maximaldrehzahl oder Unwuchten wird im Feuerwehrjargon [[Fliehkraftzerknall]] genannt. In Mitteleuropa wurden bei rund 40.000 installierten Windkraftanlagen bisher ca. 15 Blattabbrüche registriert (Stand Anfang 2014).<ref>{{Internetquelle |url=https://www.rheinpfalz.de/cgi-bin/cms2/cms.pl?cmd=showMsg&tpl=rhpMsg_thickbox.html&path=/rhp/lokal&id=91-34643189 |werk=Rheinpfalz.de |titel=Vorderer Teil ist abtransportiert |datum=2014-01-13 |archiv-url=https://web.archive.org/web/20140116225030/http://www.rheinpfalz.de/cgi-bin/cms2/cms.pl?cmd=showMsg&tpl=rhpMsg_thickbox.html&path=/rhp/lokal&id=91-34643189 |archiv-datum=2014-01-16 |abruf=2019-08-15}}</ref> Die Auswirkungen von Unfällen sind begrenzt und ausschließlich lokal, beispielsweise kann die umliegende Vegetation durch abbrechende Rotorblattteile geschädigt werden.<ref name="Kaltschmitt 543">Martin Kaltschmitt, Wolfgang Streicher, Andreas Wiese (Hrsg.): ''Erneuerbare Energien. Systemtechnik, Wirtschaftlichkeit, Umweltaspekte.'' Berlin/Heidelberg 2013, S. 543.</ref>

Ebenfalls können Anlagen in Brand geraten, wobei Brände in der Regel durch die [[Feuerwehr]] nur im unteren Turmbereich bekämpft werden können. Bei vielen Anlagen wird inzwischen standardmäßig ein Brandschutzsystem installiert, um Brände in der Mechanik und Elektronik bekämpfen zu können. Durch Brände können lokal Stofffreisetzungen auftreten, wie sie auch bei anderen Energietechnologien möglich sind. Um Umweltbelastungen durch [[Schmieröl|Ölaustritte]] zu vermeiden, sind Windkraftanlagen mit ölgeschmiertem Getriebe mit Auffangwannen ausgerüstet. Typisch herrschen an Standorten stärkere Winde vor, die entstandene Brände anfachen können.<ref name="Kaltschmitt 543" /> Von 28.000 in Deutschland installierten Windkraftanlagen sind mit Stand Oktober 2013 zumindest 100 durch Brand total verloren gegangen.<ref>Oliver Braun: [https://www.nwzonline.de/friesland/wirtschaft/windrad-meldet-ich-brenne_a_9,4,110083355.html Windrad meldet: „Ich brenne“.] In: ''nwzonline.de.'' 15. Oktober 2013, abgerufen am 20. Dezember 2017.</ref>

[[Datei:Ice-at-rotor-blade-of-wind-turbine.jpg|mini|Vereistes Rotorblatt einer Windkraftanlage in Norddeutschland. Betroffen ist die Blattvorderkante. Die Anlage wurde durch das Eiserkennungssystem gestoppt.]]

Die Rotorblätter können bei entsprechender Witterung Eis ansetzen, das sich bei Tauwetter bei stehender und als [[Eiswurf]] bei anlaufender Anlage ablösen kann. Die Wahrscheinlichkeit, durch Eiswurf einer Windkraftanlage zu Schaden zu kommen, ist weitgehend vernachlässigbar und entspricht etwa der Wahrscheinlichkeit, von einem Blitz getroffen zu werden.<ref>Martin Kaltschmitt, Wolfgang Streicher, Andreas Wiese (Hrsg.): ''Erneuerbare Energien. Systemtechnik, Wirtschaftlichkeit, Umweltaspekte.'' Berlin/Heidelberg 2013, S. 537.</ref> Alle modernen Anlagen verfügen über eine Eiserkennung, beruhend auf Temperatur, Windsensorstatus, Windgeschwindigkeits- und Leistungsdaten, sodass sie bei Vereisung automatisch abschalten. Wenn die Anlage wieder eisfrei ist (Außentemperaturen über dem Gefrierpunkt) fährt die Anlage im automatischen Betrieb von selbst wieder an. Im manuellen Betrieb ist sie vom Windmühlenwart oder Servicepersonal vor Ort (ggf. nach einer [[Sichtkontrolle]]) wieder in Betrieb zu nehmen. Durch Rotorblattheizungen kann das Abtauen bei Stillstand nach einem Eisansatz beschleunigt werden. In entsprechenden Klimazonen kann durch Beheizung der Rotorblätter im laufenden Betrieb der Ertrag deutlich gesteigert werden.<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen: Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' Berlin/Heidelberg 2014, S. 842 f.</ref>

[[Datei:Windpark Sintfeld Warnschild.jpg|mini|Warnhinweis vor Eiswurf in einem Windpark]]

Die Wurfweite (Anlage geht bei Vereisung in Trudelstellung) ist meist gering. Je kompakter die Eisstücke, desto näher bei der Anlage (z.&nbsp;B. nach Eisregen), je leichter, desto weiter werden sie von eventuellen Windböen getragen – als relevante Entfernung kann die Rotorspitzenhöhe angenommen werden (= ca. 45° Fallwinkel). Bei Eiswetterlage oder Tauwetter sollte man den Aufenthalt unter Windkraftanlagen ebenso wie unter anderen hohen Gebäuden oder Konstruktionen – zum Beispiel [[Freileitungsmast]]en – vermeiden. Meist wird auf Hinweisschildern an den Zugangswegen vor der Gefahr gewarnt.

Von Behörden oder Betreibern von in der Nähe liegenden Infrastrukturobjekte werden in der Regel Mindestabstände gefordert, die nach den üblichen Abständen der theoretischen Auswirkungen dieser Unfälle festgelegt werden. Alternativ kann die Gefährdung durch probabilistische Betrachtungen bewertet werden. Ergebnis dieser Betrachtungen ist die Bewertung der Gefährdung bzw. die Angabe von Mindestabständen für Regelfälle in konkreten Projekten.<ref>[https://www.veenkergmbh.de/downloads/generalgutachten-wea ''VEENKER: Windenergieanlagen in Nähe von Schutzobjekten / Bestimmung von Mindestabständen.'']</ref>

Im Januar 2019 bezeichnete der [[Verband der Technischen Überwachungs-Vereine]] (VdTÜV) Windkraftanlagen als tickende Zeitbomben und forderte eine bundesweit einheitliche Prüfpflicht für alle Anlagen. Wegen des Alters einiger Windkraftanlagen wurden in Zukunft Personenschäden befürchtet. Der VdTÜV ging von etwa 50 schweren Havarien, wie abknickende Türme, abbrechende Rotorblätter und brennenden Gondeln pro Jahr in Deutschland aus. Der [[Bundesverband Windenergie]] hingegen sprach von durchschnittlich sieben Havarien pro Jahr seit 2013. Daten zu Havarien wurden bisher in Deutschland nicht dokumentiert. Der Verband der TÜV-Organisationen forderte Sicherheitsprüfungen der Anlagen in die Betriebssicherheitsverordnung aufzunehmen.<ref>[https://www.wp.de/politik/tuev-windraeder-tickende-zeitbomben-id216325571.html ''TÜV: Windräder tickende Zeitbomben.''] In: ''wp.de.'' Westfalenpost, 30. Januar 2019, abgerufen am 4. Februar 2019.</ref> Ende September 2021 ist bei Haltern am See der Turm eines der bundesweit größten Windräder an Land eingestürzt. Es hatte eine Nabenhöhe von 164 Metern und war erst im März 2021 in Betrieb gegangen. Laut ''Bundesverband Windenergie'' gab es von 2005 bis 2021 sechs solche Zusammenbrüche.<ref>[https://rp-online.de/nrw/panorama/haltern-am-see-windrad-in-einem-waldstueck-eingestuerzt_aid-63248873 ''Riesenwindrad bricht aus unklarer Ursache zusammen.''] In: ''RP-Online.de.'' 30. September 2021, abgerufen am 2. Oktober 2021.</ref> Der Hersteller Nordex gab an, dass Schwachstellen in Spannbeton-Teilen Ursache des Einsturzes in Haltern war. Es handelte sich um einen zertifizierten Turm mit der Typenprüfung eines Prüfinstituts, dessen Betonteil abweichend von der geprüften Statik ausgeführt wurde.<ref>[https://ikbaunrw.de/kammer/gesellschaft/meldungen/Windenergieanlagen-im-Spannungsfeld-von-Landesbauordnung-und-europaeischer-Maschinenrichtlinie.php Windenergieanlagen im Spannungsfeld von Landesbauordnung und europäischer Maschinenrichtlinie]</ref> Bis März 2023 wurden von baugleichen 21 Windräder 16 gesprengt oder demontiert.<ref>[https://www.tagesschau.de/inland/regional/nordrheinwestfalen/wdr-story-55005.html ''Windkraftanlage in Beckum gesprengt.''] In: ''RP-Online.de.'' 30. März 2023, abgerufen am 30. März 2023.</ref>

== Auswirkungen auf die Gesellschaft ==
=== Gesellschaftliche Akzeptanz ===
[[Datei:Winterberg-Altenfeld Anti-WKA-Plakat.jpg|mini|Anti-WKA-Plakat im [[Sauerland]]]]

Eine 2011 in insgesamt 24 Ländern weltweit durchgeführte Umfrage ergab, dass 93 % der Befragten den Ausbau von Windkraftanlagen befürworteten.<ref>{{Internetquelle |url=http://www.ipsos.de/publikationen-und-presse/pressemitteilungen/2011/die-meisten-atomkraftgegner-in-deutschland-italien-und-mexiko |titel=Die meisten Atomkraftgegner in Deutschland, Italien und Mexiko |hrsg=[[Ipsos]] |datum=2011-06-20 |archiv-url=https://web.archive.org/web/20170209000149/http://www.ipsos.de/publikationen-und-presse/pressemitteilungen/2011/die-meisten-atomkraftgegner-in-deutschland-italien-und-mexiko |archiv-datum=2017-02-09 |abruf=2019-03-12}}</ref>

==== Deutschland ====
{{Siehe auch|Energiewende in Deutschland|Erneuerbare Energien in Deutschland#Akzeptanz}}

In Deutschland herrschte in der Bevölkerung 2013 ein weitgehender Konsens, dass den erneuerbaren Energien in einem zukünftigen Energiesystem die tragende Rolle zukommen soll.<ref>Hans-Martin Henning, Andreas Palzer: ''A comprehensive model for the German electricity and heat sector in a future energy system with a dominant contribution from renewable energy technologies—Part I: Methodology.'' In: ''[[Renewable and Sustainable Energy Reviews]].'' 30, (2014), 1003–1018, S. 1003, [[doi:10.1016/j.rser.2013.09.012]].</ref>
Die dritte jährliche [[Forsa-Institut|Forsa-Umfrage]] zur [[Akzeptanz]] der Erneuerbaren Energien in Deutschland wurde 2009 durchgeführt. Sie war [[Repräsentativität|repräsentativ]] und ergab unter anderem:
* die Akzeptanz von Windenergieanlagen ist auch in der eigenen Nachbarschaft hoch
* je mehr Erfahrungen die Bevölkerung bereits mit Windkraftanlagen gesammelt hat, desto höher ist die Akzeptanz für neue Anlagen
* wer erneuerbare Energien bereits aus der eigenen Umgebung kennt, bewertet sie überdurchschnittlich gut: 55 Prozent der Gesamtbevölkerung stehen Windkraftanlagen positiv gegenüber; in der Gruppe, die Windräder in der Nachbarschaft haben, liegt die Zustimmung bei 74 Prozent<ref>[https://www.unendlich-viel-energie.de/presse/nachrichtenarchiv/2009/forsa-umfrage-mehrheit-der-bundesbuerger-ist-fuer-ausbau-erneuerbarer-energien-bei-unverminderter-foerderung ''Forsa-Umfrage: Mehrheit der Bundesbürger ist für Ausbau Erneuerbarer Energien bei unverminderter Förderung.''] In: ''Agentur für Erneuerbare Energien.'' 14. Dezember 2009.</ref>

Diese Ergebnisse wurden durch weitere Umfragen bestätigt.<ref>Clemens Wunderlich, Philipp Vohrer: {{Webarchiv |url=http://www.unendlich-viel-energie.de/uploads/media/56_Renews_Spezial_Akzeptanzumfrage_2011_online.pdf |text=''Akzeptanz Erneuerbarer Energien in der deutschen Bevölkerung.'' |wayback=20130518203742}} (PDF; 915&nbsp;kB), Renews Spezial, März 2012.</ref> Allerdings kommt es gerade beim Bau von Windkraftanlagen im Vorfeld angesichts befürchteter Nachteile häufig zu lokalem Widerstand, was oft als [[Nimby]]-Phänomen bezeichnet wird. Dieses Konzept erfährt mittlerweile in der wissenschaftlichen Debatte deutliche Kritik, da eine Reihe von Untersuchungen zu dem Ergebnis kam, dass ein Kernbestandteil dieser These, die sogenannte „proximity-hypothesis“, nicht zutrifft.<ref name="Musall">Fabian David Musall, Onno Kuik: ''Local acceptance of renewable energy. A case study from southeast Germany.'' In: ''[[Energy Policy]].'' 39, (2011), 3252–3260, S. 3252 f., [[doi:10.1016/j.enpol.2011.03.017]].</ref> Diese geht davon aus, dass der Widerstand umso größer ist, je näher die Anwohner an den Windkraftanlagen wohnen. In der Realität wird jedoch häufig genau das Gegenteil beobachtet, also dass die Unterstützung von Windkraftanlagen mit zunehmender Nähe zunimmt. Daneben legen weitere Studien nahe, dass nach Installation der Anlagen die Unterstützung ansteigt.<ref name="Musall" /> Weiteren Einfluss auf die Zustimmung hat die Möglichkeit der Beteiligung. Ist eine kommunale Beteiligung an den Anlagen möglich, führt dies zu deutlich höheren Akzeptanzwerten in der Bevölkerung.<ref>Fabian David Musall, Onno Kuik: ''Local acceptance of renewable energy. A case study from southeast Germany.'' [[Energy Policy]], 39, (2011), 3252–3260, S. 3259, [[doi:10.1016/j.enpol.2011.03.017]].</ref>

Dennoch kommt es mancherorts zur Bildung von [[Bürgerinitiative]]n. Kritikpunkte sind meist der Abstand der Anlagen zur Wohnbebauung und eine als nachteilig empfundene Veränderung des [[Landschaftsbild]]es.<!-- Belege und Beispiele fehlen -->

Einige Bürgerinitiativen geben vor, die [[Weltgesundheitsorganisation]] würde einen Mindestabstand von 2000 Metern zu Wohnbebauungen fordern. Auf Anfrage gab die Organisation an, sie habe keine Richtlinie zu Geräuschen von Windturbinen herausgegeben. Sie verwies lediglich auf eine Empfehlung des kanadischen Umweltministeriums und auf die allgemein gültigen Lärm-Richtlinien der WHO.<ref>[https://www.lubw.baden-wuerttemberg.de/servlet/is/230028/ ''Abstände und WHO.''] Website der [[Landesanstalt für Umwelt, Messungen und Naturschutz Baden-Württemberg|LUBW]]. Abgerufen am 29. Oktober 2015.</ref><ref>{{Webarchiv |url=http://rv-stuttgart.bund-bawue.de/fileadmin/rv_stuttgart/inhalte/WHO_2000m.pdf |text=''Erklärende E-Mail der WHO an den BUND Regionalverband Stuttgart.'' |wayback=20150401144846}}. Abgerufen am 29. Oktober 2015.</ref>

Forscher des [[Leibniz-Institut für Wissensmedien|Leibniz-Instituts für Wissensmedien (IWM)]] in Tübingen konnten in Zusammenarbeit mit der [[University of Queensland]] (Australien) in einer repräsentativen Umfrage in Deutschland nachweisen, dass der Glaube an Verschwörungserzählungen eine entscheidende Rolle bei der Ablehnung von Windrädern spielt.<ref>{{Internetquelle |autor=Simone Falk von Löwis of Menar |url=https://idw-online.de/de/news806509 |titel=Nature-Studie: Verschwörungsglaube und Windkraft-Widerstand hängen eng zusammen |werk=idw-online.de |hrsg=Informationsdienst Wissenschaft e. V. |datum=2022-12-13 |abruf=2022-12-22}}</ref><ref>{{Literatur |Autor=Kevin Winter, Matthew J. Hornsey, Lotte Pummerer, Kai Sassenberg |Titel=Anticipating and defusing the role of conspiracy beliefs in shaping opposition to wind farms |Sammelwerk=Nature Energy |Band=7 |Nummer=12 |Datum=2022-12 |ISSN=2058-7546 |DOI=10.1038/s41560-022-01164-w |Seiten=1200–1207 |Online=https://www.nature.com/articles/s41560-022-01164-w |Abruf=2022-12-22}}</ref>

==== Schweiz ====
Eine im November 2015 veröffentlichte Studie der [[Universität St. Gallen]] erhob in der [[Ostschweiz]] eine deutliche Mehrheit der Befragten, die eine Entwicklung der Windkraft sowohl national als auch in der eigenen Umgebung akzeptierten.<ref>{{Webarchiv |url=http://www.iwoe.unisg.ch/~/media/internet/content/dateien/instituteundcenters/iwoe/news/151118_windoch_report_20151118.pdf |wayback=20160409032052 |text=''Befragung der Anwohner von möglichen Windparks in der Ostschweiz.''}}. In: ''iwoe.unisg.ch.'' Institut für Wirtschaft und Ökologie der Universität St. Gallen, November 2015.</ref>

=== Gesundheit ===
Eine Metaanalyse des [[Umweltbundesamt (Deutschland)|Umweltbundesamtes in Deutschland]] kam 2016 zu der Erkenntnis, dass die gesundheitlichen Gefährdungen von Windenergieanlagen als „sehr gering“ einzuschätzen sind und technische Vorschriften dies heute sicherstellen. Die Studie untersuchte die Auswirkungen von hörbarem Schall, nicht hörbarem Schall, Schattenwurf und Stroboskopeffekt, Lichtemissionen, Eiswurf und subjektive Wahrnehmungen.<ref name=":0">{{Internetquelle |autor=UBA |url=https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/1968/publikationen/161128_uba_position_windenergiegesundheit.pdf |titel=Mögliche gesundheitliche Effekte von Windenergieanlagen |datum=2016-11 |abruf=2017-08-21 |format=PDF}}</ref> Nach dem [[Bundes-Immissionsschutzgesetz]] (siehe auch [[Technische Anleitung Lärm]]) darf die von einer technischen Anlage verursachte [[Schallimmission]] in Deutschland in reinen [[Wohngebiet]]en nachts einen A-bewerteten Dauerschalldruckpegel von 35&nbsp;dB nicht überschreiten (allgemeines Wohngebiet 40&nbsp;dB, Dorf- und [[Mischgebiet]] 45&nbsp;dB, [[Gewerbegebiet]] 50&nbsp;dB). Tagsüber liegen die Werte höher.<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 653.</ref> Für baurechtlich nicht festgesetzte Gebiete (z.&nbsp;B. Einzelgehöft im Außenbereich) werden nach aktueller Rechtsprechung die Werte für Mischgebiete angesetzt. Beim Bauantrag für eine Windkraftanlage ist im Rahmen des Genehmigungsverfahrens neben einer rechnerischen Vorhersage der erwarteten Schallimmissionen auch eine Betrachtung der möglichen Auswirkungen des Schattenwurfs vorzulegen.

==== Schattenwurf ====
{{Hauptartikel|Schattenwurf von Windenergieanlagen}}
[[Datei:Schattenwurf-Bereich einer WEA.png|mini|Schattenwurfbereich einer Windkraftanlage im Jahresverlauf]]

Der Schattenwurf wird als unangenehm empfunden, weil der Schatten einer Windkraftanlage im Gegensatz zum Schatten von unbewegten Gegenständen periodische Helligkeitsschwankungen am Immissionsort hervorruft. Die Ursache ist der drehende Rotor. Der Schatten einer stehenden Windkraftanlage ist hingegen nicht anders zu bewerten als der Schatten eines normalen Gebäudes. Das Auftreten des Schattenwurfes hängt von der Lage und Größe der Windkraftanlage, der Lage des Immissionspunktes, der Gondelausrichtung und vom Anteil der [[Direktstrahlung]] an der [[Globalstrahlung]] ab.

Nach dem [[Bundes-Immissionsschutzgesetz]] darf der Schattenwurf (auch Schlagschatten genannt) durch Windkraftanlagen in Deutschland auf (bestehende) Wohnhäuser jeweils nicht mehr als 30&nbsp;Stunden pro Jahr und 30 Minuten pro Tag betragen. Diese Grenzwerte gelten unabhängig von Anlagenzahl und -größe. Bei dem Jahresgrenzwert handelt es sich um eine theoretische Größe, die sich unter Annahme von stetigem Wind, Betrieb, Sonnenschein und maximaler Schattenprojektion ergibt. In Deutschland liegt das Verhältnis von realem zu geometrischem Schattenwurf bei ca. 1 zu 4, sodass sich reale Belastungen von etwa acht Stunden im Jahr pro Immissionspunkt ergeben. Diese müssen über Mess- und Steuerungseinrichtungen in den Anlagen (Schattenwurfabschaltmodul) eingehalten werden.<ref name="Schaffarczyk S. 129">Alois Schaffarczyk (Hrsg.): ''Einführung in die Windenergietechnik.'' München 2012, S. 129.</ref>

Insbesondere der flackernde Schatten des drehenden Rotors wird oft als belästigend empfunden. Anlagen, bei denen Gutachten zur Genehmigung eine Überschreitung der Grenzwerte zeigen, werden heute mit einer sonnenstands- und wetterabhängigen Schattenwurfregelung ausgerüstet, die durch die automatische zeitweise Abschaltung der Anlagen für die Einhaltung der Grenzwerte sorgen.<ref>Vgl. Robert Gasch, Jochen Twele (Hrsg.): ''Windkraftanlagen. Grundlagen, Entwurf, Planung und Betrieb.'' Springer, Wiesbaden 2013, S. 516.</ref>

{{Anker|Diskoeffekt}}Der „Diskoeffekt“ bezeichnet periodische Lichtreflexionen durch die Rotorblätter, er wird häufig mit der Schattenwurf-Erscheinung des Rotors verwechselt. Er trat vor allem bei Anlagen aus den Anfängen der Windenergienutzung auf, als noch glänzende Lackierungen an den Rotorblättern benutzt wurden. Seit langem werden die Oberflächen der Anlagen mit matten (nicht gerichtet reflektierenden) Lackierungen versehen. Daher spielt der Diskoeffekt bei der Immissionsbewertung durch moderne Windkraftanlagen keine Rolle mehr.<ref>[[Bayerisches Landesamt für Umwelt]]/[[Bayerisches Landesamt für Gesundheit und Lebensmittelsicherheit]]: [https://www.lfu.bayern.de/umweltwissen/doc/uw_118_windenergie_bayern.pdf ''UmweltWissen – Klima & Energie. Windenergie in Bayern.''] Nr. 3.4, S. 9; Windenergie-Erlass 2011, Nr. 5.2.1.3, [[Ministerialblatt für das Land Nordrhein-Westfalen|MBl. NRW.]] 2011, S. 321 ff. ({{Webarchiv |url=http://www.mbwsv.nrw.de/service/downloads/Bauen/windenergieerlass/1-Winderlass11_07_2011Endf.pdf |text=''PDF.'' |wayback=20130228142705}}).<br />[[Landesamt für Natur, Umwelt und Verbraucherschutz Nordrhein-Westfalen|Landesumweltamt (LUA) Nordrhein-Westfalen]], Materialien Nr. 63, Windenergieanlagen und Immissionsschutz, Essen 2002, Nr. 5.2.1, S. 25. {{Webarchiv |url=http://www.lanuv.nrw.de/veroeffentlichungen/materialien/mat63/mat63_web.pdf |text=''PDF.'' |wayback=20120310021259}}.</ref>

==== Schall ====
Der [[Schall]] von Windkraftanlagen ist in der Hauptsache das Windgeräusch der sich im Wind drehenden Rotorblätter. Die [[Frequenzbewertung|A-bewertete]] [[Schallleistung#Tabelle: Schallleistung und Schallleistungspegel diverser Schallquellen|Schallleistung]] liegt für moderne Anlagen um 10 Milliwatt pro Megawatt, deutlich höher für kleine, insbesondere ältere Zweiblattrotoren.<ref name="Erich Hau 2014">Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 658.</ref> 100 Milliwatt pro Quadratkilometer (Oberfläche einer Kugel von etwa 282&nbsp;m Radius) ist ein [[Schallintensität#Schallintensitätspegel|Schallpegel]] von 50&nbsp;dB. In der doppelten Entfernung läge die [[Schallimmission]] bei der von der [[Weltgesundheitsorganisation|WHO]] empfohlenen Grenze von 45&nbsp;dB.<ref>WHO: ''Rationale for the guideline levels for wind turbine noise.'' In: [http://www.euro.who.int/__data/assets/pdf_file/0008/383921/noise-guidelines-eng.pdf?ua=1 ''Environmental Noise Guidelines for the European Region.''] (PDF) S. 77 ff.</ref> Allerdings ist [[Isotropstrahler|isotrope]] Schallausbreitung eine idealisierte Vorstellung. In der Realität wird der Wert maßgeblich von der Windrichtung beeinflusst und kann daher höher oder niedriger sein.

Die stärkste Wahrnehmbarkeit wird bei 95 Prozent der Nennleistung angenommen, also bei Windgeschwindigkeiten zwischen etwa 10 und 12&nbsp;m/s in Nabenhöhe. Bei niedrigeren Windgeschwindigkeiten ist die Schallleistung geringer, bei höheren dominiert das lokale Rauschen des Windes.<ref>Vgl. Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 659.</ref> Letzteres gilt besonders für [[Infraschall]]: Bereits in wenigen 100&nbsp;m Abstand und in offenem Gelände dominiert Infraschall durch bodennahe Turbulenz.<ref>[[LUBW]]: [https://pudi.lubw.de/detailseite/-/publication/71612 ''Tieffrequente Geräusche inkl. Infraschall von Windkraftanlagen und anderen Quellen.''] 2016.</ref>

Drehzahlvariable Windkraftanlagen können in einen schallreduzierenden Betriebszustand gebracht werden, um zu bestimmten lärmsensiblen Zeiten, üblicherweise nachts, Rücksicht auf die in der Nähe befindlichen Wohngebiete zu nehmen. Derartige Betriebsmodi werden von fast allen Herstellern für ihre Anlagen angeboten.<ref name="Erich Hau 2014" /> Da die Schallemission besonders von der Blattspitzengeschwindigkeit und – sofern vorhanden – dem Getriebe abhängt, wird dazu die Anlage mit suboptimaler Drehzahl gefahren. Die Verringerung von Schallemissionen ist eines der Hauptziele bei der Weiterentwicklung der Anlagen, bei der in den letzten Jahren große Fortschritte erzielt wurden. Durch den Verzicht auf ein Getriebe, bessere Körperschallentkopplung durch Einbau von [[Elastomer]]en an Tragpunkten, [[Schalldämpfung]] von Lüftungsschächten und Aerodynamik können die Geräuschemissionen stark gesenkt werden. Einzeltöne, etwa durch Einrastfrequenzen im Getriebe, und [[Amplitudenmodulation|Impulshaltigkeit]], die einen Aufschlag von bis zu 6&nbsp;dB(A) rechtfertigen,<ref>Sergio Martinez et al.: [https://www.ingenieur.de/fachmedien/laermbekaempfung/laermwirkung/amplitudenmodulation-wirkung-auf-den-menschen-richtcharakteristik-und-dopplereffekt/ ''Lärmbelastung von Windkraftanlagen: Amplitudenmodulation – Wirkung auf den Menschen, Richtcharakteristik und Dopplereffekt.''] In: [[Lärmbekämpfung (Zeitschrift)|Lärmbekämpfung]], 1. Mai 2019.</ref> treten bei modernen Anlagen durch konstruktive Maßnahmen nicht mehr auf.<ref>Alois Schaffarczyk (Hrsg.): ''Einführung in die Windenergietechnik.'' München 2012, S. 127.</ref>
<!--
Niederfrequente Schwingungen wie [[Infraschall]] entstehen vor allem bei Anlagen mit Stallregelung, wie sie heute nicht mehr errichtet werden. In geringem Maße sind sie auch bei modernen Anlagen mit [[Pitch (Aerodynamik)|Pitch-Regelung]] nachzuweisen.<ref name="Hau S. 654">Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 654.</ref>
-->

=== Hindernis-Kennzeichnung ===
{{Hauptartikel|Hinderniskennzeichnung von Windenergieanlagen}}
[[Datei:Olyinne Bive naçale.jpeg|mini|Maschinenhaus und Rotornabe kurz vor der Montage, sehr gut zu erkennen die Hindernisbefeuerung am Heck der Gondel]]

Die bei Windkraftanlagen mit mehr als 100 Metern Höhe vorgeschriebene Hinderniskennzeichen dient der Sicherheit des Flugverkehrs. Die Tageskennzeichnung besteht aus zwei roten Streifen an den Rotorblattspitzen, die Nachtkennzeichnung aus roten Lampen auf dem Dach der Maschinengondel.<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen: Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' Berlin/Heidelberg 2014, S. 837–839.</ref> Diese [[Befeuerung (Luftfahrt)#Kennzeichnung von Luftfahrthindernissen durch Befeuerung|Kennleuchten]] arbeiten bei alten Anlagen mit Leuchtstoffröhren, bei neueren mit [[Leuchtdiode]]n (LED) oder Blitzlampen. Mit ihrem charakteristischen Blinkmuster verursachen sie eine [[Lichtverschmutzung]], die – besonders bei größeren Ansammlungen von Anlagen – störend auf Anwohner wirken kann. Bis Ende 2022 müssen alle Onshore-Windenergieanlagen in Deutschland mit einer bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung ausgestattet sein, die sich nur dann einschaltet, wenn sich ein Flugzeug in der Nähe befindet.<ref name="enformer-2022-08-22">{{Internetquelle |url=https://www.en-former.com/licht-aus-so-bleiben-windparks-nachts-dunkel/ |titel=Licht aus! So bleiben Windparks nachts dunkel |werk=en-former.com |datum=2022-08-22 |abruf=2022-08-23}}</ref> Bis Ende 2023 müssen auch alle Offshore-Windenergieanlagen mit einer bedarfsgesteuerten Kennzeichnung ausgestattet sein.<ref name="enformer-2022-08-22" />

Dazu existieren radargestützte Befeuerungssysteme. Tests mit einem solchen System, das gemeinsam von [[Enertrag]] und [[Airbus]] entwickelt wurde, begannen 2012, 2015 wurde es durch die deutschen Behörden zugelassen. Pro Windpark müssen mindestens vier Radargeräte installiert werden. Ihre [[Sendeleistung]] von 4&nbsp;Watt ist nur etwa doppelt so groß wie die eines [[Handy]]s. Damit kann während ca. 98 % der Zeit auf den Einsatz der Hindernisbefeuerung verzichtet werden.<ref>[http://www.iwr.de/news.php?id=28531 ''Enertrag beendet nächtliches Dauerblinken an Windkraftanlagen.''] In: ''[[Internationales Wirtschaftsforum Regenerative Energien|IWR]].'' 1. April 2015, abgerufen am 1. April 2015.</ref> Erste größere Projekte zur Nachrüstung des Systems in bestehenden Windparks laufen; beispielsweise sollen noch 2017{{Zukunft|2018|01}} rund 90 % aller Windkraftanlagen im [[Landkreis Uckermark]] von Dauerbefeuerung auf bedarfsgesteuerte Befeuerung umgestellt werden.<ref>{{Literatur| Datum=2016-12-15| Titel=Uckermark wird ausgeknipst | Sammelwerk=[[Märkische Oderzeitung]]| Online=[https://web.archive.org/web/20190203054815/http://www.moz.de/artikel-ansicht/dg/0/1/1537819 moz.de]}}</ref> Seit März 2017 sind insgesamt 23 Windkraftanlagen in Schleswig-Holstein mit dem System ''airspex'' ausgerüstet. Als Anreiz für die Ausstattung mit solch einem System ist für Alt- und Neuanlagen ein Abschlag auf die Ersatzzahlung für den Landschafts-Bildeingriff möglich.<ref>{{Internetquelle |url=http://www.iwr.de/news.php?id=33232 |titel=Enertrag-System stoppt Dauerblinken bei über 20 Windkraftanlagen |werk=iwr.de |datum=2017-03-08 |abruf=2017-03-09}}</ref> Am Markt sind auch Systeme verfügbar, die [[Transponder]] nutzen.<ref name="enformer-2022-08-22" />

=== Einfluss auf Radaranlagen und Funknavigation ===
Windkraftanlagen in der Nähe von stationären [[Radar]]geräten unterliegen zusätzlichen Baubeschränkungen. Die Luftraumüberwachung der zivilen [[Flugverkehrskontrolle]] ist durch deren mäßige Winkelauflösung in [[Vertikalwinkel|Elevation]] für Objekte oberhalb von Windkraftanlagen beeinträchtigt. Der Schutzbereich der Anlagen beträgt bis zu 15&nbsp;km.<ref>Fachagentur Windenergie an Land: [https://www.fachagentur-windenergie.de/themen/radar-und-funkanlagen/luftsicherungsradar.html ''Luftsicherungsradar.'']</ref> Die auch an niedrig fliegenden Objekten interessierte militärische Luftraumüberwachung kann durch Abschattung und Beugung an Windkraftanlagen bezüglich Reichweite, Zielerfassung und -ortung beeinträchtigt werden. Innerhalb des Interessenbereichs von 50&nbsp;km wird die Anlagenplanung einer Prüfung durch das Bundesamt für Infrastruktur, Umweltschutz und Dienstleistungen der Bundeswehr unterzogen.<ref>Fachagentur Windenergie an Land: [https://www.fachagentur-windenergie.de/themen/radar-und-funkanlagen/militaerische-luftraumueberwachung.html ''Militärische Luftraumüberwachung.'']</ref>

Die Anlagen der Flugzeuge zur terrestrischen [[Funknavigation]] sind leichter zu irritieren. Die Deutsche Flugsicherung verteidigt einen Bereich von 15&nbsp;km Radius um (D)VOR [[Drehfunkfeuer]].<ref>Deutsche Flugsicherung: [https://www.dfs.de/dfs_homepage/de/Flugsicherung/Umwelt/Windkraft/ ''Flugsicherung und die Errichtung von Windenergieanlagen.'']</ref>

=== Immobilienpreise ===
Von Bürgerinitiativen wird häufig eine dauerhafte Wertminderung von Immobilien durch den Bau von Windkraftanlagen befürchtet. 2003 wurde z.&nbsp;B. durch den Verband Deutscher Makler von langjährigen Wertverlusten berichtet: „Zahlreiche Immobilien in der Nähe von WKA sind quasi unverkäuflich.“ Ferner wird in Niedersachsen und Schleswig-Holstein beklagt, „dass einige Häuser seit Jahren mit Preisabschlägen von bis 40 Prozent angeboten würden.“ Es gebe noch nicht einmal Interessenten für diese Objekte.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.welt.de/print-welt/article261194/Windkraft-bringt-Immobilienpreise-in-Turbulenzen.html |titel=Windkraft bringt Immobilienpreise in Turbulenzen |werk=[[Welt.de]] |datum=2003-09-22 |abruf=2017-02-17}}</ref> Dieser Darstellung widersprechen aber die Immobilienökonomen Philippe Thalmann von der [[École polytechnique fédérale de Lausanne|Hochschule Lausanne]] und Günter Vornholz von der [[EBZ Business School]] in Bochum.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.welt.de/print/die_welt/finanzen/article13826474/Zum-Windrad-Genossen.html |titel=Zum Windrad, Genossen! |werk=Welt.de |datum=2012-01-21 |abruf=2012-01-21}}</ref> Laut Thalmann löst jedoch häufig diese Befürchtung eines Preisrückgangs den tatsächlichen Preisrückgang in Form einer selbsterfüllenden Prophezeiung erst aus. So kam es insbesondere dort zu einem temporären Einbruch der Immobilienpreise, wo vor Ort großer Widerstand gegen Windkraftanlagen geleistet wurde. Allerdings ist Vornholz zufolge dieser Preisrückgang nur von kurzer Dauer, da durch die Debatte zunächst potentielle Investoren abgeschreckt würden. Nach Errichtung der Windkraftanlagen, wenn sich die Menschen an sie gewöhnt hätten, stabilisiere sich der Wert der Immobilien jedoch wieder auf dem vorhergehenden Niveau.

Allerdings wird auch auf die methodischen Schwierigkeiten hingewiesen, den Einfluss von Windenergieanlagen von anderen Faktoren wie der wirtschaftlichen oder demographischen Entwicklung abzugrenzen.<ref>Günter Vornholz: ''Auswirkungen von Windenergieanlagen auf Immobilienpreise.'' In: ''Der ImmobilienBrief.'' Nr. 321, 2015, S. 21–23.</ref> Zudem wird auf Wissensdefizite hingewiesen, so etwa 2015 von einem Mitarbeiter des Umweltamtes der Stadt Dortmund.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.dortmund.de/media/p/stadtplanungs_und_bauordnungsamt/stadtplanung_bauordnung_downloads/stadtplanung_1/stadtentwicklung/windenergie/Vorlage_vom_25082015.pdf |titel=Drucksache Nr.: 01749-15 |werk=Stadt [[Dortmund]] |abruf=2020-04-26 |format=PDF |zitat=Herr Elkmann (Umweltamt) weist darauf hin, dass es hierzu keine gesicherten Erkenntnisse gibt. |archiv-url=https://web.archive.org/web/20170215212023/https://www.dortmund.de/media/p/stadtplanungs_und_bauordnungsamt/stadtplanung_bauordnung_downloads/stadtplanung_1/stadtentwicklung/windenergie/Vorlage_vom_25082015.pdf |archiv-datum=2017-02-15 |offline=ja }}</ref>

=== Landschaftsbild ===
[[Datei:2019 07 26 Trampe Windkraftanlagen DJI 0041.jpg|mini|Die landschaftsästhetische Wirkung von Windkraftanlagen]]

Bei der [[Ästhetik|ästhetischen]] Bewertung von Windkraftanlagen spielen subjektives Empfinden, Gewöhnung und gesellschaftliche Einstellungen, insbesondere Landschaftsideale, eine wichtige Rolle. Die landschaftsästhetische Bewertung von Windenergieanlagen ist äußerst kontrovers: Manche sehen in ihnen eine Bereicherung des Landschaftsbildes, andere eine Beeinträchtigung, insbesondere der Eigenart und Natürlichkeit von Landschaften.<ref>Siehe zu dieser Diskussion z.&nbsp;B. Werner Nohl: [https://www.wanderforschung.de/files/nohl-windkraft1375881239.pdf ''Landschaftsästhetische Auswirkungen von Windkraftanlagen.''] 2009.<br />Günter Ratzbor: {{Webarchiv |url=http://www.dnr.de/downloads/thesenpapier-landschaftsbild.pdf |text=''Windenergieanlagen und Landschaftsbild. Zur Auswirkung von Windrädern auf das Landschaftsbild.'' |wayback=20160304033559}}. Thesenpapier des DNR. 2011<br />Sören Schöbel: ''Windenergie und Landschaftsästhetik: Zur landschaftsgerechten Anordnung von Windfarmen.'' Jovis-Verlag, Berlin 2012<br />Thomas Kirchhoff: [http://www.naturphilosophie.org/wp-content/uploads/2014/01/Kirchhoff_2014_Energiewende-und-Landschaftsaesthetik.pdf ''Energiewende und Landschaftsästhetik. Versachlichung ästhetischer Bewertungen von Energieanlagen durch Bezugnahme auf drei intersubjektive Landschaftsideale.''] In: ''Naturschutz und Landschaftsplanung'' 46 (1), 2014, S. 10–16.</ref> Kritisiert wird u.&nbsp;a. eine Technisierung/Industrialisierung der Landschaft. Wegen der zumeist schlank aufragenden Türme der Windkraftanlagen wird in diesem Zusammenhang abwertend von einer ''Verspargelung'' der Landschaft gesprochen.

=== Tourismus ===
[[Datei:Windkraftanlage Südkronsberg Kanzel von unten.jpg|mini|[[E-66-Windkraftanlage Südkronsberg|Windkraftanlage mit Aussichtskanzel]] auf dem Kronsberg bei Hannover]]

Vor allem in touristisch bedeutsamen Regionen werden häufig ein stark negativer Einfluss auf den [[Fremdenverkehr]] sowie fallende Übernachtungszahlen befürchtet. Derartige Auswirkungen konnten bisher jedoch wissenschaftlich nicht nachgewiesen werden.<ref>Ein Beispiel: {{Webarchiv |url=http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/Publikationen/Studien/auswirkungen-demographischer-wandel-tourismus-kurzfassung-deutsch,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf |text=''Auswirkungen des demographischen Wandels auf den Tourismus und Schlussfolgerungen für die Tourismuspolitik.'' |wayback=20140425172312}} (PDF; 1&nbsp;MB). 1999/2000 untersuchte das NIT-Kiel im Auftrag des Tourismusverbandes Schleswig-Holstein die touristischen Effekte von Windkraftanlagen.</ref>

2005 befragte die [[Hochschule Bremerhaven]] unter Projektleitung von [[Michael Vogel]] im Auftrag der [[WAB e. V.|WAB]] 840 zufällig ausgewählte Menschen in elf touristisch relevanten [[Nordsee]]-Gemeinden mit Windkraftanlagen in der näheren Umgebung.<ref>{{Webarchiv |url=https://www.cim.hs-bremerhaven.de/UserFiles/File/051208%20Windparkstudie.pdf |text=''Akzeptanz von Windparks in touristisch Gemeinden der deutschen Nordseeküste.'' |wayback=20070719024145}} (PDF; 389&nbsp;kB). Internetseite der [[Hochschule Bremerhaven]]. Abgerufen am 11. November 2012.</ref> Dabei sollten 20 Hypothesen verifiziert bzw. falsifiziert werden, die zuvor von der WAB vorgegeben wurden. Die Studie kam zu dem Ergebnis, dass Windkraftanlagen zwar nicht unumstritten waren, im Durchschnitt jedoch nicht als störend empfunden und z.&nbsp;T. als charakteristisch für die Nordseeküste gesehen würden. Windkraftanlagen wurden eher als nützlich für die zukünftige Energieversorgung betrachtet, zudem äußerten sich Menschen umso positiver über Windkraftanlagen, je jünger sie waren bzw. je weiter sie von den Anlagen entfernt wohnten. Hauptablehnungsgrund war eine befürchtete Lärmbelästigung vor optischen Gründen, zudem würden wenige große Anlagen stärker akzeptiert als viele Kleinanlagen. Beschäftigte in der Tourismusbranche, bzw. Menschen mit Bekannten in dieser Branche sahen Windparks positiver als der Durchschnitt der Befragten. Auch befürchten diese keine Ablehnung durch Touristen und damit sinkende Übernachtungen.

2012 führte das Institut für Regionalmanagement im Auftrag des [[Naturpark Hohes Venn-Eifel|Naturparks Hohes Venn-Eifel]] eine repräsentative Studie durch, bei der 1326 Personen befragt wurden, davon 159 mit Wohnsitz innerhalb des Naturparks.<ref>[http://www.biologische-vielfalt.de/fileadmin/NBS/documents/Dialogforen/DF_Erneuerbare_Energien_NNL/Vortraege/2013_03_07_AG_2_03_Lembach_Besucherbefragung_zur_Akzeptanz_von_Windkraftanlagen.pdf ''Besucherbefragung zur Akzeptanz von Windkraftanlagen in der Eifel.''] (PDF; 6,5&nbsp;MB). Abgerufen am 8. August 2014.</ref> Demnach empfanden 59 % der Befragten die Windkraftanlagen als nicht störend, 28 % als störend aber akzeptabel. 8 % empfanden sie als störend und 4 % als sehr störend. 91 % der Befragten gaben an, dass sie auch bei einem weiteren Zubau von Windkraftanlagen wiederkommen würden, 6 % empfanden dies als so störend, dass sie auf einen weiteren Besuch verzichten würden. Eine Konzentration von Anlagen befürworteten 53 %, während 37 % eher eine breite Verteilung über das Land bevorzugten. Zudem wurden Windkraftanlagen als wichtig für die künftige Energieversorgung Deutschlands beurteilt. 63 % empfanden die Windenergie als sehr wichtig, 32 % als durchschnittlich wichtig, 4 % als unwichtig. Auch in dieser Studie konnte wieder eine Korrelation zwischen Alter der Befragten und Akzeptanz der Windenergie festgestellt werden: Während von den Befragten unter 20 Jahren nahezu 80 % Windkraftanlagen als nicht störend und nahezu niemand als störend oder sehr störend beurteilten, lag bei den Befragten über 59 Jahren der Anteil der Befragten, die Windkraftanlagen als nicht störend empfanden, nur zwischen 40 und 50 %. Als störend, aber akzeptabel beurteilten Windkraftanlagen in dieser Altersklasse ca. 30 % der Befragten; die Zahl derer, die Windkraftanlagen als sehr störend empfanden, blieb in allen Altersklassen unter 10 %.

In bestimmten Regionen wird die Windenergienutzung bewusst in das lokale Tourismusangebot mit eingebunden. So gibt es mancherorts z.&nbsp;B. Tourismuslehrpfade,<ref>[http://www.gastgeber-hessen.de/wanderweg_radweg_20563_Ulrichstein%20-%20Windenergielehrpfad_,Vogelsberg,_.htm ''Ulrichstein – Windenergielehrpfad.''] Abgerufen am 25. November 2012.</ref> Windwanderwege,<ref>{{Webarchiv |url=http://www.rothaarwind.de/windenergie/mod_content_page/seite/Hilchenbacher_Windwanderweg_eroeffnet/cmshow/Aktuelles/index.html |text=''Hilchenbacher Windwanderweg eröffnet.'' |wayback=20140425172606}}. In: ''rothaarwind.de.'' Abgerufen am 25. November 2012.</ref> Windenergieradwege<ref>[https://www.prenzlau-tourismus.de/de/angebote/angebotsname/die-windrad-tour-52-km/zurueck/74/ ''Die Windrad Tour.''] In: ''prenzlau-tourismus.de.'' Abgerufen am 25. November 2012.</ref> oder dergleichen. Auch existieren einige wenige [[Windkraftanlage mit Aussichtsplattform|Windkraftanlagen mit Aussichtsplattform]], die von Touristen bestiegen werden können und häufig mit einem Besucherinformationszentrum kombiniert sind. In [[Pfaffenschlag bei Waidhofen an der Thaya]], [[Niederösterreich]] wurde von einem lokalen Windkraftanlagenbetreiber ein am Boden aufgestelltes Maschinenhaus (Gondel und Nabe) eines Windrads zur Besichtigung von innen aufgestellt.<ref>{{Webarchiv|url=https://www.windenergie.at/ |wayback=20140216203736 |text=Archivierte Kopie |archiv-bot=2024-06-16 00:10:04 InternetArchiveBot }}> Info-Service > Events > Maschinenhaus. Abgerufen am 23. Juni 2018.</ref>

== Rahmenbedingungen ==
=== Genehmigungsgrundlage ===
In Deutschland erfolgt die Zulassung von Windkraftanlagen in der Regel in zwei getrennten [[Verwaltungsverfahren]]. Zunächst werden Flächen ausgewiesen, wo die Nutzung von Windenergie geeignet und gewollt ist. Im zweiten Schritt erfolgt die Genehmigung zur Errichtung und zum Betrieb der Anlage.

==== Planungsrecht in Deutschland ====
In [[Landesentwicklungsprogramm]]en der Bundesländer können Ausbauziele festgelegt werden. Dabei gelten die Regelungen der [[Landesplanung in Deutschland]]. In der Regionalplanung werden die Ausbauziele konkretisiert und Flächen für Windkraftnutzung an Land festgelegt. Sind solche Festlegungen getroffen worden, ist Windkraftnutzung außerhalb dieser Flächen nicht zulässig. Die räumliche Steuerung der Windkraftnutzung kann auch kleinteiliger auf kommunaler Ebene erfolgen. Dann legen die [[Gemeinde]]n Flächen für Windkraft im [[Flächennutzungsplan]] fest. Um Widersprüche in der Landes- und Flächennutzungsplanung zu vermeiden, gilt das [[Gegenstromprinzip (Raumordnungsrecht)]]. Die Bundesländer [[Schleswig-Holstein]], [[Niedersachsen]] und [[Mecklenburg-Vorpommern]] können im [[Küstenmeer]] auch marine Flächen für [[Offshore-Windpark]]s festlegen. Ist eine räumliche Steuerung in einem Planungsraum nicht erfolgt oder unwirksam geworden, ist Windkraftnutzung überall zulässig. Denn die Windkraftnutzung ist ein [[privilegiertes Bauvorhaben]].

Die räumliche Steuerung der Offshore-Windparks in der [[Ausschließliche Wirtschaftszone|AWZ]] der [[Nordsee|Nord]]- und [[Ostsee]] erfolgte durch zwei Raumordnungspläne, die das [[Bundesministerium für Verkehr, Bau und Stadtentwicklung]] 2009 verordnet hat. Die Pläne werden seit 2012 durch den [[Fachplanung|Bundesfachplan]] Offshore des Bundesamtes für Seeschifffahrt und Hydrographie ([[Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie|BSH]]) ergänzt. Seit 2017 ist das BSH für den Gesamtplanungsprozess der Flächen inklusive Entwicklung und Voruntersuchung zuständig.

==== Genehmigungsrecht in Deutschland ====
An Land bedürfen Errichtung und Betrieb einer Windenergieanlage mit einer Gesamthöhe von mehr als 50&nbsp;m einer [[Erlaubnis|Genehmigung]] nach dem [[Bundes-Immissionsschutzgesetz]].<ref>{{Internetquelle |autor=Monika Agatz |url=https://windenergie-handbuch.de/windenergie-handbuch/ |titel=Windenergie-Handbuch |datum=2021-12 |abruf=2022-08-24}}, S. 6 f.</ref> Besteht der Windpark aus weniger als 20 Windkraftanlagen, kommt gemäß der [[Verordnung über genehmigungsbedürftige Anlagen]] das vereinfachte Verfahren ohne geregelte [[Öffentlichkeitsbeteiligung]] in Betracht. Eine Vorprüfung der voraussichtlichen Umweltauswirkungen hat nach dem [[Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung]] ab drei Anlagen zu erfolgen. Vor dem 1. Juli 2005 richtete sich das Verfahren nach [[Bauordnungsrecht]].

Offshore-Windparks im [[Küstenmeer]] werden auch immissionsschutzrechtlich genehmigt. Offshore-Windparks in der AWZ der Nord- und Ostsee unterlagen früher dem [[Seeanlagengesetz|Seeanlagenrecht]]. Sie sind nunmehr [[planfeststellung]]spflichtige Einrichtungen nach {{§|66|WindSeeG|juris}} [[Wind-See-Gesetz]]. Planfeststellungsbehörde ist das [[Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie]].

=== Kleinwindanlagen ===
Die Genehmigung von Windkraftanlagen mit einer Höhe geringer als 50 Meter basiert nicht auf dem Bundes-Immissionsschutzgesetz, sondern auf Landesrecht. In jedem Bundesland gibt es somit unterschiedliche Regelungen für die Baugenehmigung kleiner Windkraftanlagen. Einige Bundesländer verzichten für Kleinstanlagen bis 10 Meter, teils sogar 15 Meter Höhe auf eine Genehmigungspflicht.<ref>Gemeint ist meist Gesamthöhe (von der Geländeoberfläche bis zum höchsten Punkt der vom Rotor bestrichenen Fläche), nicht Nabenhöhe. [https://www.klein-windkraftanlagen.com/basisinfo/genehmigung-rechtliche-grundlagen/ ''Genehmigung kleiner Windkraftanlagen unter 50 Meter.''] In: ''klein-windkraftanlagen.com.'' Abgerufen am 13. Dezember 2012.</ref><ref>Siehe auch Broschüre [https://broschuerenservice.nrw.de/files.php?files=5/1/516af6e5e937b74d254fb4c9ef8566b3.pdf#page=9 ''Kleinwindanlagen.''] (PDF; 0,7&nbsp;MB). [[Energieagentur NRW]], 29. September 2021.</ref>

=== Stromgestehungskosten und Förderung ===
[[Datei:Stromgestehungskosten Fraunhofer 2024.svg|mini|Stromgestehungskosten für verschiedene Stromerzeugungsanlagen in Deutschland. Datenquelle: Fraunhofer ISE; Juli 2024<ref name="Fraunhofer 2021">{{Literatur |Autor=Christoph Kost, Shivenes Shammugam, Verena Fluri, Dominik Peper, Aschkan Davoodi Memar, Thomas Schlegl |Titel=Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien |Verlag=Fraunhofer-Institut für solare Energiesysteme ISE |Ort=Freiburg |Datum=2021-06 |Online=https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/de/documents/publications/studies/DE2021_ISE_Studie_Stromgestehungskosten_Erneuerbare_Energien.pdf}}</ref>]]
{{Hauptartikel|Windenergie}}
Die [[Stromgestehungskosten]] von Windkraftanlagen sind von der jeweiligen Standortqualität abhängig. Sie lagen bereits 2014 auf ähnlichem Niveau wie von [[Wärmekraftwerk]]en, deren Kosten durch sich verteuernde [[Brennstoff]]kosten in Zukunft weiter ansteigen werden.<ref>Leopold Böswirth, Sabine Bschorer: ''Technische Strömungslehre. Lehr- und Übungsbuch.'' Wiesbaden 2014, S. 84.</ref> Der Weltklimarat IPCC hielt in seinem [[Sechster Sachstandsbericht des IPCC|Sechsten Sachstandsbericht]] fest, dass die Kosten der Windenergie zwischen 2010 und 2019 um 55 % sanken und Windstrom in vielen Regionen der Welt inzwischen günstiger ist als Strom aus [[Fossile Energie|fossilen Quellen]].<ref>[[Intergovernmental Panel on Climate Change|IPCC]], 2023: Climate Change 2023: [[Sechster Sachstandsbericht des IPCC#Synthesebericht|Synthesis Report. Contribution of Working Groups I, II and III to the Sixth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change]] [Core Writing Team, H. Lee and J. Romero (eds.)]. IPCC, Geneva, Switzerland, S. 53, {{DOI|10.59327/IPCC/AR6-9789291691647}}.</ref> In Deutschland lagen die Stromgestehungskosten von Onshore-Windkraftanlagen 2021 zwischen 3,94 und 8,29&nbsp;Cent/kWh und lagen damit ebenfalls niedriger als bei fossilen Kraftwerken.<ref name="Fraunhofer 2021" />

An den besten Standorten lagen die Stromgestehungskosten von Windkraftanlagen bereits 2015 bei 40–50&nbsp;[[US-Dollar]]/MWh ({{Wechselkurs|USD|EUR|Faktor=40|NKS=1}}–{{Wechselkurs|USD|EUR|Faktor=50|NKS=1}}&nbsp;Euro/MWh), wenn diese auch stark abhängig sind von der Standortqualität und den Finanzierungsbedingungen; in den USA waren Onshore-Windkraftanlagen 2014 nach Gas- und Dampf-Anlagen bereits die zweitgünstigsten Kraftwerke.<ref>David Richard Walwyn, Alan Coli Brent: ''Renewable energy gathers steam in South Africa.'' [[Renewable and Sustainable Energy Reviews]] 41, (2015), 390–401, [[doi:10.1016/j.rser.2014.08.049]].</ref> Langfristig wird davon ausgegangen, dass sich die Windenergie weltweit zur günstigsten Form der Stromproduktion entwickeln wird.<ref>[[Nicola Armaroli]], [[Vincenzo Balzani]]: ''Towards an electricity-powered world.'' In: ''[[Energy and Environmental Science]] 4.'' 2011, 3193–3222, S. 3217, [[doi:10.1039/c1ee01249e]].</ref>

Da Investitionen in Windkraftanlagen und andere alternative Energiequellen in vielen Ländern gefördert wurden und werden, steigt seit Jahrzehnten die jährlich neu installierte Leistung. Während in der Anfangszeit Forschungsförderung dominierte, ist heute die [[Einspeisevergütung]] verbreitet, etwa im deutschen [[Erneuerbare-Energien-Gesetz]]. Weitere Fördermechanismen sind Steuervergünstigungen und Mindestquoten für Strom aus regenerativen Quellen.

[[Datei:Ausschreibung windanland.png|mini|Mittlerer Anlegbarer Preis für bezuschlagte Windanlagen an Land, Quelle: Ausschreibungsdaten der Bundesnetzagentur.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Ausschreibungen/start.html |titel=Ausschreibungen für EE- und KWK-An&shy;la&shy;gen |sprache=de |abruf=2024-03-09}}</ref>]]
In Deutschland erfolgt die Vermarktung und Vergütung bei größeren Anlagen derzeit verpflichtend über eine [[Direktvermarktung erneuerbarer Energien|EEG-Direktvermarktung]]. Dabei wird der Zubau von Anlagen in regelmäßigen Auktionen der Bundesnetzagentur ausgeschrieben.<ref name=":1">{{Internetquelle |url=https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Ausschreibungen/start.html |titel=Ausschreibungen für EE- und KWK-Anlagen |sprache=de |abruf=2024-03-09}}</ref> Über die Auktion erfolgt die Festlegung eines sogenannten anzulegenden Wertes, der für den Erzeuger verbindlich ist. Die Förderung der Anlage erfolgt dann in Form einer Marktprämie. Diese bestimmt sich als Unterschied zwischen den Markterlösen einer durchschnittlichen deutschen Anlage an Land bzw. auf See und dem jeweiligen über die Auktion bestimmten anzulegenden Wert.

Eine gute Indikation für die Entwicklung der Vollkosten deutscher Windanlagen geben die Ergebnisse der genannten Ausschreibungen für den Zubau von EE-Anlagen. Die in den jeweiligen Auktionen geforderten anlegbaren Preise bezuschlagter Windanlagen an Land lagen dabei im Mittel lange Zeit recht stabil bei um die 6 ct/kWh und sind in 2023 um über 1 ct/kWh angestiegen. Zugrundeliegende Kostensteigerungen bestätigt eine Untersuchung der Windguard im Auftrag des Bundesministeriums im Auftrag des BMWK.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.windguard.de/veroeffentlichungen.html?file=files/cto_layout/img/unternehmen/veroeffentlichungen/2022/Kurzfristanalyse%20zur%20Kostensituation%20der%20Windenergie%20an%20Land.pdf |titel=Kurzfristanalyse zur Kostensituation der Windenergie an Land |sprache=de |abruf=2024-03-09}}</ref> In den entsprechenden Ausschreibungen zu Wind auf See wurde trotz höherer Gestehungskosten in den letzten Ausschreibungen keine Bezuschussung zusätzlich zu Marktpreiserlösen mehr verlangt. Das Einspeiseprofil von Windanlagen auf See ist weniger volatil und erzielt höhere Marktpreise (siehe [[Direktvermarktung erneuerbarer Energien|Direktvermarktung erneuerbare Energien]]).<ref name=":1" />

=== Baukosten ===
Oben beschriebene Stromgestehungskosten stellen die Vollkosten für Bau und Betrieb einer Windkraftanlage dar. Diese sind wesentlich durch die Investitionskosten bestimmt.[[Datei:Göslow Enercon E-101.JPG|mini|hochkant|Getriebelose Anlage des Typs [[Liste der Windkraftanlagentypen von Enercon#E-101 / 3,0 MW|Enercon E-101]] mit 3&nbsp;MW Nennleistung und 101&nbsp;m Rotordurchmesser auf 99-m-Turm]]

Die Preise für Windkraftanlagen unterliegen marktüblichen Schwankungen. Zum einen halten sich die Anbieter eher bedeckt, zum anderen müssen individuelle Rahmenbedingungen berücksichtigt werden. Dazu zählen beispielsweise der [[Baugrund]], die [[Infrastruktur]] (Zuwegung zur Baustelle, Entfernung zum Stromnetz), Vorschriften zur Stromqualität und Lärmemission usw. und davon abhängig die verwendete Technik (Art des Fundamentes, Art der Einspeisung etc.). Getriebelose Anlagen sind in der Regel in der Installation teurer als herkömmliche Windkraftanlagen mit Getriebe, jedoch zuverlässiger, wartungsärmer und leiser.

Hau nannte für zwei an Land errichtete Windkraftanlagen mit jeweils 3&nbsp;MW Nennleistung, einem Rotordurchmesser von 100&nbsp;m und einer Nabenhöhe von 100&nbsp;m, jedoch unterschiedlichen technischen Konzepten exemplarische Werte: Demnach beträgt der kalkulatorische [[Preis (Wirtschaft)|Verkaufspreis]] einer drehzahlvariabel arbeitenden Getriebeanlage mit doppelt-gespeistem Asynchrongenerator und Teilumrichter 3.058.500&nbsp;Euro bzw. 1019&nbsp;Euro/kW.<ref>6. Auflage 2017, S. 891. In der 5. Auflage 2014 nannte er 3.053.000&nbsp;Euro bzw. 1016&nbsp;Euro/kW.</ref> Eine drehzahlvariable getriebe''lose'' Anlage mit Permanentmagnet-Generator und Vollumrichter mit ansonsten gleichen Spezifikationen kostet ca. 3.305.250&nbsp;Euro bzw. 1102&nbsp;Euro/kW.<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 6. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2017, S. 892 (5. Auflage. 2014, S. 871 f.: 3.276.000&nbsp;Euro bzw. 1092&nbsp;Euro/kW).</ref> Hinzu kommen Kosten für den Bau von Zuwegung, Fundamenten, Netzanschluss, [[Projektplanung]], Umweltgutachten, [[Eingriffsregelung in Deutschland|ökologische Ausgleichsmaßnahmen]] usw.; sodass die installierten Kosten, d.&nbsp;h. die Kosten für die Errichtung einer betriebsfertigen Windkraftanlage, bei ca. 125–135 % der Anlagenpreise ab Werk liegen.<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 894.</ref> Offshore-Windkraftanlagen sind teurer als Onshore-Anlagen, insbesondere sind die Installationsnebenkosten offshore deutlich höher als onshore.

=== Weiterbetrieb ausgeförderter Ü20-Anlagen ===
Nach dem Ende der 20-jährigen Förderung gibt es unter anderem die Möglichkeit einer Direktvermarktung, der Vermarktung über ein [[Power Purchase Agreement]] (PPA) oder des [[Repowering]]. Darüber hinaus gibt es im Rahmen der Diskussion über das ''EEG 2020'' Überlegungen für eine angemessene Anschlussvergütung.<ref>{{Internetquelle |autor=Johannes Kulms |url=https://www.deutschlandfunk.de/ausgefoerderte-windkraftanlagen-retter-gesucht.724.de.html?dram:article_id=488823 |titel=Ausgeförderte Windkraftanlagen: Retter gesucht |titelerg=Die Windkraft ist eine wichtige Stütze für die Energiewende. Doch zuletzt ist der Ausbau in Deutschland ins Stocken geraten. Weil für Tausende Anlagen die Festvergütung endet, befürchtet die Branche den Verlust vieler Windräder |werk=deutschlandfunk.de |hrsg=[[Deutschlandfunk]] (DLF) |datum=2020-12-07 |abruf=2020-12-08 |kommentar=[https://ondemand-mp3.dradio.de/file/dradio/2020/12/07/ausgedient_der_streit_ueber_ausgefoerderte_dlf_20201207_1840_03b22de1.mp3 ''MP3-Version.''] <!-- https://web.archive.org/web/20201207175530/https://ondemand-mp3.dradio.de/file/dradio/2020/12/07/ausgedient_der_streit_ueber_ausgefoerderte_dlf_20201207_1840_03b22de1.mp3 -->}}</ref>

== Forschung und Entwicklung ==
Da die moderne, großtechnische [[Windenergie]]&shy;technik noch recht jung ist und dementsprechend noch große technische Fortschritte zu erzielen sind, investieren Windkraftanlagenhersteller einen relativ hohen Anteil ihrer Umsätze in Forschung und Weiterentwicklung. Seit Windkraftanlagen in großer Zahl hergestellt werden, ist auch die staatliche Forschung in Universitäten und Forschungsinstituten verstärkt worden. In Deutschland sind hier z.&nbsp;B. das 1990 gegründete [[Deutsches Windenergie-Institut|Deutsche Windenergie-Institut]] (DEWI) sowie das [[Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik]] zu nennen, das sich mit anwendungsorientierter Forschung befasst. Beispiele für international bedeutsame Forschungsinstitute im Bereich der Windenergie sind das US-amerikanische [[National Renewable Energy Laboratory]] sowie das dänische [[Risø DTU]]. Wichtige internationale [[wissenschaftliche Fachzeitschrift]]en, in denen Forschungsarbeiten zu Windkraftanlagen publiziert werden, sind z.&nbsp;B. [[Wind Energy]], [[Renewable Energy (Zeitschrift)|Renewable Energy]] und [[Renewable and Sustainable Energy Reviews]].

Zentraler Ansatzpunkt bei der Weiterentwicklung von Windkraftanlagen ist die weitere Senkung der Stromgestehungskosten, um die volle Konkurrenzfähigkeit mit fossilen Kraftwerken zu erlangen. Dieses Ziel soll nach einer 2015 erschienenen Review-Studie in naher Zukunft erreicht werden können.<ref>Chehouri et al.: ''Review of performance optimization techniques applied to wind turbines.'' In: ''[[Applied Energy]]'' 142, (2015), 361–388, S. 382, [[doi:10.1016/j.apenergy.2014.12.043]].</ref> Die technische Weiterentwicklung umfasst vor allem Kostenreduktionen durch eine effizientere Serienproduktion und stärkeren Maschineneinsatz, insbesondere bei den noch z.&nbsp;T. in Handarbeit hergestellten Rotorblättern. Bei Rotorblättern ist ein Trend zu immer größeren Flügellängen festzustellen, die den Ertrag pro Anlage steigern und die Stromgestehungskosten senken sollen. Um die Belastungen durch das steigende Eigengewicht niedrig zu halten, wird hierfür u.&nbsp;a. am Einsatz leichterer und stabilerer Materialien wie CfK geforscht, die jedoch andere technische Eigenschaften wie die weiter verbreiteten Blätter auf GFK-Basis haben. Daneben sind neue Profile, teilbare Flügel für leichteren Transport und „intelligente“ Blätter ein Forschungsziel.<ref name="Hahn">Berthold Hahn et al.: [https://www.windindustrie-in-deutschland.de/fileadmin/user_upload/downloads/BWE_Whitepaper_06_2016_Windenergieforschung.pdf ''Die Grenzen des Wachstums sind noch nicht erreicht.''] In: ''Windindustrie-in-Deutschland.de.'' Abgerufen am 19. November 2015.</ref><ref>[https://www.ee-news.ch/de/wind/article/28102/rotor-laengere-fluegel-fuer-mehr-leistung ''Rotor: Längere Flügel für mehr Leistung.''] In: ''[[EE-News]].ch.'' 7. Februar 2014, abgerufen am 9. Februar 2014.</ref> Zudem rückt die Erschließung von weniger windstarken Regionen durch spezielle Schwachwind-Anlagen in den Fokus von Herstellern und Forschung.<ref>R. H. Barnes et al.: ''Improved methodology for design of low wind speed specific wind turbine blades.'' In: ''Composite Structures'' 119, (2015), 677–684, [[doi:10.1016/j.compstruct.2014.09.034]].</ref>

Ebenso werden neue Triebstrang- und Generatorkonzepte entwickelt. Generatoren mit [[Supraleiter]]n versprechen bis zu 50 % Gewichtsersparnis.<ref>Anne Bergen et al.: ''Design and in-field testing of the world’s first ReBCO rotor for a 3.6 MW wind generator.'' Superconductor Science and Technology 32, 2019, [[doi:10.1088/1361-6668/ab48d6]].</ref><ref>US Office for Energy Efficiency & Renewable Energy: [https://www.energy.gov/eere/articles/department-energy-selects-projects-develop-high-efficiency-lightweight-wind-turbine ''Department of Energy Selects Projects to Develop High-Efficiency, Lightweight Wind Turbine Generators for Tall Wind and Offshore Applications.''] 20. Januar 2021.</ref>

== International erreichte Rekorde ==

[[Datei:2011 Versorgung TSteuer-003.jpg|mini|Enercon E-10 an der [[Neumayer-Station III]], [[Antarktis]] (2011)]]

* Der leistungsstärkste Windkraftanlagentyp im kommerziellen Betrieb ist die MySE 16-260 von Mingyang Smart Energy mit einer Nennleistung von 16&nbsp;[[Watt (Einheit)|MW]]. (Stand September 2023)<ref>[https://t3n.de/news/laeuft-das-ist-die-groesste-windturbine-der-welt-1565520/ ''Läuft: Das ist die größte Windturbine der Welt''], abgerufen am 24. September 2023.</ref> Es existiert jedoch ein Prototyp mit einer Nennleistung von 18&nbsp;[[Watt (Einheit)|MW]].<ref>[https://w3.windmesse.de/windenergie/news/42827-cssc-haizhuang-wind-power-anlage-turbine-offshore-mw-rotor-reichweite-strom-gondel-prototyp ''Chinesisches Unternehmen knackt 18 MW-Marke''], abgerufen am 24. September 2023.</ref>
* Den größten Rotordurchmesser hat ebenfalls die MySE 16-260 mit 260 Meter.
* Die höchste Windkraftanlage ist die V236. Der Prototyp wurde im [[Windkraftanlagentestfeld Østerild]] mit einer Nabenhöhe von 163&nbsp;m errichtet, wodurch die V236 eine Gesamthöhe von 281&nbsp;m aufweist. 
:Am 19.&nbsp;September 2024 wurde in [[Schipkau]] ([[Land Brandenburg]], [[Landkreis Oberspreewald-Lausitz]]) der Grundstein für ein neues welthöchstes Windrad gelegt. Der [[GICON-Höhenwindrad Schipkau|Höhenwindturm]] soll genau 363,10&nbsp;[[m]] bei einer Nabenhöhe von 300&nbsp;m erreichen<ref>trt (Redaktion): ''„Weltrekord in Schipkau“'' in [[Märkische Oderzeitung]] vom 20.&nbsp;September 2024, S.&nbsp;7.</ref><ref>[https://www.nordkurier.de/regional/brandenburg/300-meter-hohe-windkraftanlage-soll-2024-in-betrieb-gehen-2426724 Nordkurier online 10.&nbsp;April 2024, 17:53&nbsp;Uhr], abgerufen 21.&nbsp;September 2024.</ref>.
* Die älteste noch laufende moderne Windkraftanlage [[Windkraftwerk Tvind|Tvind]] ist seit 1975 in Betrieb und steht in Dänemark<ref>[https://www.tvindkraft.dk/ ''Tvindkraft – the oldest operating wind turbine in the world.'']</ref>
* Die weltweit leistungsfähigste Windkraftanlage mit einem Zweiblattrotor hat eine Leistung von 6,5&nbsp;MW und einen Rotordurchmesser von 130&nbsp;m. Entwickelt wurde sie von der deutschen Firma Aerodyn Energiesysteme und von Ming Yang Ende 2014 errichtet. Es existiert auch eine Variante mit 6&nbsp;MW und 140&nbsp;m Rotordurchmesser.<ref>[https://www.windpowermonthly.com/article/1399638/ten-biggest-turbines ''Ten of the biggest turbines.''] In: ''[[Windpower Monthly]].'' 30. Juni 2016, abgerufen am 1. Juli 2016.</ref>
* Mit 110&nbsp;m Gesamthöhe die größte Windkraftanlage mit vertikaler Achse war der 1988 errichtete [[Le Nordais#Éole|Éole in Le Nordais]], Cap-Chat, Kanada. Sein [[Darrieus-Rotor]] hat 64&nbsp;m Durchmesser und ist 96&nbsp;m hoch. Bis zu seiner Stilllegung 1992 produzierte Éole insgesamt 12&nbsp;GWh elektrische Energie, was knapp 20 Wochen Nennleistung entspricht (3,8&nbsp;MW).
* Die höchstgelegenen Windkraftanlagen wurden 2013 in einem Windpark im [[Autonomes Gebiet Tibet|tibetischen]] Regierungsbezirk [[Nagqu]] errichtet. Der Windpark, der im Endausbau aus 33 1,5-MW-Anlagen des chinesischen Herstellers [[Guodian (Unternehmen)|Guodian]] bestehen soll, liegt auf einer Höhe von ca. 4900&nbsp;Metern. Im August 2013 waren fünf Anlagen aufgebaut.<ref>[https://www.windpowermonthly.com/article/1194412/first-turbines-worlds-highest-wind-farm ''First turbines at world’s highest wind farm.''] In: ''[[Windpower Monthly]].'' 8. August 2013, abgerufen am 8. August 2013.</ref>
* Der nördlichste Windpark (errichtet 2002) besteht aus 16 [[Nordex SE|Nordex]] N80 mit jeweils 2,5&nbsp;MW Nennleistung im Windpark Havøygavlen bei [[Hammerfest]] im Norden Norwegens, die Jahresproduktion liegt bei bis zu 120&nbsp;GWh.<ref>[https://web.archive.org/web/20061113151429/http://www.nordex-online.com/fileadmin/MEDIA/Casestudies/case_Havoygavlen_N80_EN.pdf ''Havøygavlen Wind Farm, Norway.''] (PDF).</ref>
* Die südlichsten Windkraftanlagen sind auf 77°51′S drei [[Liste der Windkraftanlagentypen von Enercon#E-33|Enercon E-33]], die zusammen mit Dieselaggregaten die [[Scott Base]] in der [[Antarktis]] mit elektrischer Energie versorgen. Die inzwischen aufgegebene [[Neumayer-Station&nbsp;II]] auf 70°38′S hatte von 1991 bis 2008 einen [[Darrieus-Rotor|Darrieus H-Rotor]] der Fa. Heidelberg Motors, der für die [[Neumayer-Station&nbsp;III]] durch eine Enercon E-10<ref>[https://epic.awi.de/28579/1/Polarforsch2006_1-2_6.pdf ''Gemäß der Planung (Stand 2007).''] (PDF; 9,6&nbsp;MB).</ref> ersetzt wurde.

== Windkraftanlagen im deutschsprachigen Raum ==
=== Deutschland ===
{{Siehe auch|Windenergie#Statistik|titel1=„Statistik“ im Artikel: Windenergie}}

Listen der Windkraftanlagen in Deutschland wurden nach Bundesländern zusammengestellt:

[[Liste von Windkraftanlagen in Baden-Württemberg|Baden-Württemberg]], [[Liste von Windkraftanlagen in Bayern|Bayern]], [[Liste von Windkraftanlagen in Berlin und Brandenburg|Berlin und Brandenburg]], [[Liste von Windkraftanlagen in Bremen, Hamburg und Niedersachsen|Bremen, Hamburg und Niedersachsen]], [[Liste von Windkraftanlagen in Hessen|Hessen]], [[Liste von Windkraftanlagen in Mecklenburg-Vorpommern|Mecklenburg-Vorpommern]], [[Liste von Windkraftanlagen in Nordrhein-Westfalen|Nordrhein-Westfalen]], [[Liste der Windkraftanlagen in Rheinland-Pfalz|Rheinland-Pfalz]], [[Liste von Windkraftanlagen im Saarland|Saarland]], [[Liste von Windkraftanlagen in Sachsen|Sachsen]], [[Liste von Windkraftanlagen in Sachsen-Anhalt|Sachsen-Anhalt]], [[Liste von Windkraftanlagen in Schleswig-Holstein|Schleswig-Holstein]], [[Liste von Windkraftanlagen in Thüringen|Thüringen]].

=== Österreich ===
Die größten Anlagen sind in einer [[Liste österreichischer Kraftwerke#Windkraftanlagen|Liste österreichischer Windkraftwerke]] aufgeführt.

Siehe auch [[Liste niederösterreichischer Windkraftwerke]], [[Windenergie in Oberösterreich#Standorte]] und [[Windenergie in der Steiermark#Standorte]].

Zwei besonders leistungsfähige Windkraftanlagen vom Typ [[E-126]] (Hersteller [[Enercon]]) wurden in der Nähe von [[Potzneusiedl]] durch die [[BEWAG (Burgenland)|BEWAG]]-Tochter [[Austrian Wind Power]] (AWP) errichtet und Anfang 2012 in Betrieb genommen. Sie haben eine Nennleistung von je 7,5&nbsp;MW, eine Nabenhöhe von etwa 135&nbsp;m und eine Rotorspitzenhöhe von etwa 198,5&nbsp;m.<ref>[https://burgenland.orf.at/news/stories/2522112/ ''Größte Windkraftanlagen offiziell in Betrieb.''] In: ''Burgenland.[[ORF.at]].'' 22. Februar 2012.</ref>

=== Schweiz ===
[[Datei:Ehemalige Festung Gütsch 08.JPG|mini|hochkant|[[Windpark Gütsch]] ob [[Andermatt]]]]

In der Schweiz gibt es (Stand Mitte 2014) etwa 55 Windkraftanlagen.<ref>[http://wind-data.ch/wka/ ''Interaktive Karte.''] In: ''wind-data.ch.''</ref><ref>[http://wind-data.ch/wka/list.php ''Liste.''] In: ''wind-data.ch.''</ref> 16 davon stehen im [[Windpark Mont Crosin]] auf der Passhöhe des Mont Crosin.

Die 2012/13 errichtete [[Windenergieanlage Calandawind]] (Nabenhöhe 119 Meter) ist die erste 3-MW-WKA der Schweiz.<ref>[https://www.srf.ch/news/regional/ostschweiz/der-foehn-sorgt-fuer-rekordmonat ''Der Föhn sorgt für Rekordmonat.''] In: ''[[Schweizer Radio und Fernsehen]].'' 19. Februar 2014, abgerufen am 24. Juli 2014.</ref>

Der höchstgelegene Windpark in Europa ist der [[Windpark Gries]] mit vier Windrädern zwischen dem [[Nufenenpass]] und dem [[Griespass]].

Siehe auch:
* [[Liste von Windkraftanlagen in der Schweiz]]
* [[Windenergie#Schweiz]]
* [[Schweizer Energiepolitik]]
* [[Energieverbrauch der Schweiz]]

== Windkraftanlagenhersteller ==
{{Hauptartikel|Liste von Windkraftanlagenherstellern}}

Die zehn größten Hersteller nach installierter Leistung waren 2021 [[Vestas Wind Systems|Vestas]], [[Goldwind]], [[Siemens Gamesa]], [[Envision (Unternehmen)|Envision]], [[GE Wind Energy]], [[Windey]], [[Mingyang]], [[Nordex SE|Nordex]], [[Shanghai Electric]] und [[Dongfang Electric]].<ref>{{Internetquelle |url=https://about.bnef.com/blog/vestas-leaves-competitors-trailing-as-wind-industry-posts-another-record-year-of-almost-100-gigawatts/ |titel=Vestas Leaves Competitors Trailing as Wind Industry Posts Another Record Year of Almost 100 Gigawatts |werk=[[Bloomberg L.P.]] New Energy Finance |datum=2022-03-23 |abruf=2022-10-15 |sprache=en}}</ref>

== Siehe auch ==
* [[Energiewende]]
* [[Energiewende nach Staaten]]
* [[Induktionsfaktor (Windenergie)]]

== Literatur ==
* [[Albert Betz]]: ''Windenergie und ihre Ausnutzung durch Windmühlen.'' Ökobuch, Kassel 1982, ISBN 3-922964-11-7. (Nachdruck der Auflage Göttingen 1926).
* [[Robert Gasch]], Jochen Twele (Hrsg.): ''Windkraftanlagen. Grundlagen, Entwurf, Planung und Betrieb.'' 9., aktualisierte Auflage. Springer, Wiesbaden 2016, ISBN 978-3-658-12360-4.
* Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, ISBN 978-3-642-28876-0. {{Google Buch |BuchID=V5VVBAAAQBAJ}}
<!-- * Daniel Hautmann: ''Windkraft neu gedacht – Erstaunliche Beispiele für die Nutzung einer unerschöpflichen Ressource.'' Hanser, [https://books.google.de/books/about/Windkraft_neu_gedacht.html?id=fZQdEAAAQBAJ&redir_esc=y ISBN 3-446-46475-1], 9783446464759. << Bitte noch prüfen, ob dieses Werk in der Liste enthalten sein sollte. -->
* [[Siegfried Heier]]: ''Nutzung der Windenergie.'' 7. Auflage. Fraunhofer IRB Verlag, Stuttgart 2016, ISBN 978-3-8167-9587-2.
<!-- * Siegfried Heier: ''Windkraftanlagen: Systemauslegung, Netzintegration und Regelung.'' 5. Auflage. Vieweg/Teubner, Wiesbaden 2009, ISBN 978-3-8351-0142-5. << alt und wenig zitiert, daher wohl raus -->
* [[Matthias Heymann]]: ''Geschichte der Windenergienutzung: 1890–1990.'' Campus Verlag, Frankfurt am Main 1995, ISBN 3-593-35278-8.
* Peter Jamieson: ''Innovation in Wind Turbine Design.'' Wiley, 2011, ISBN 978-0-470-69981-2. {{Google Buch |BuchID=rf9C33rGR1wC}}
* Germanischer Lloyd: [http://cvi.se/uploads/pdf/Master%20Literature/Wind%20Turbine%20Technology/Guideline_for_the_Certification_of_Wind_Turbines_Edition_2010_R0_2_.pdf ''Guideline for the Certification of Wind Turbines''], 2010 (PDF; 3,7&nbsp;MB).
* [[Martin Kaltschmitt]], Wolfgang Streicher, Andreas Wiese (Hrsg.): ''Erneuerbare Energien. Systemtechnik, Wirtschaftlichkeit, Umweltaspekte.'' Springer/Vieweg, 5. Auflage Berlin/Heidelberg 2013, ISBN 978-3-642-03248-6.
* [[Volker Quaschning]]: ''Regenerative Energiesysteme. Technologie – Berechnung – Simulation.'' 9. Auflage. Hanser, München 2015, ISBN 978-3-446-44267-2.
* Alois Schaffarczyk (Hrsg.): ''Einführung in die Windenergietechnik.'' 2. Auflage. Hanser, München 2016, ISBN 978-3-446-44982-4.
* [[Hermann-Josef Wagner]], Jyotirmay Mathur: ''Introduction to wind energy systems. Basics, technology and operation.'' Springer, Berlin/Heidelberg 2013, ISBN 978-3-642-32975-3.
* [[Viktor Wesselak]], [[Thomas Schabbach]], Thomas Link, Joachim Fischer: ''Handbuch Regenerative Energietechnik.'' 3., aktualisierte und erweiterte Auflage. Berlin/Heidelberg 2017, ISBN 978-3-662-53072-6.
* [[Matthias Heymann]]: ''Technisches Wissen, Mentalitäten und Ideologien: Hintergründe zur Mißerfolgsgeschichte der Windenergietechnik im 20. Jahrhundert.'' In: ''Technikgeschichte'', 1996, Band 63, Heft 3, S. 237–254.
* Vaughn Nelson: ''Innovative Wind Turbines: An Illustrated Guidebook.'' CRC, Boca Raton 2019, ISBN 978-0-367-81931-6.

== Weblinks ==
<!-- hier bitte nur Links einfügen, die den Anforderungen von [[WP:WEB]] genügen -->
{{Commonscat|Wind turbines|Windkraftanlage|audio=1|video=1}}
{{Wiktionary}}
* [https://www.windindustrie-in-deutschland.de/windenergieanlagen www.windindustrie-in-deutschland.de] – Datenbank mit Kenndaten von Windenergieanlagen
* [{{fullurl: commons:Category:Wind turbines in Germany|gsAutoPlay=1&gsDelay=3000&gsDir=asc&gsAutoStart=1&withJS=MediaWiki:Gadget-GallerySlideshow.js&withCSS=MediaWiki:Gadget-GallerySlideshow.css}} Dia-Show der Bilder-Kategorie ''Wind turbines in Germany'']
*RWTH Aachen, [https://www.aia.rwth-aachen.de/vluebfiles/vlueb/lecture_materials/19/link/Vorlesung.pdf ''Fahrzeug- und Windradaerodynamik''] (Vorlesungsskript; PDF, 30&nbsp;MB)
* [[Die Sendung mit der Maus|Die Maus]], ARD: [https://www.ardmediathek.de/video/die-maus/wie-viel-energie-erzeugt-ein-windrad-bei-einer-umdrehung/das-erste/Y3JpZDovL3dkci5kZS9CZWl0cmFnLXNvcGhvcmEtYjc1MWY5ZjQtY2Y3My00NDRmLTg1MWYtYmMwNDgxMjJiZWIw ''Wie viel Energie erzeugt ein Windrad bei einer Umdrehung?''] 2024, Besuch in der Gondel eines Windrads, Video 10 min.

== Einzelnachweise ==
<references responsive />

{{Exzellent|14. Februar 2005|4507950}}

{{Normdaten|TYP=s|GND=4128839-7}}

[[Kategorie:Windkraftanlage| ]]
[[Kategorie:Windkraftanlagentyp|!]]
[[Kategorie:Wikipedia:Artikel mit Video]]