Windkraft für die Transition von Kohlestandorten – Perspektiven und Probleme

Für die energiewirtschaftliche Transition von Kohlestandorten hin zur Klimaneutralität gehört die Windkraft zu den politisch vorrangigen Optionen, obgleich es auch die Möglichkeit von Kohle mit „Carbon Capture and Storage“ (CCS), also die Abscheidung und Speicherung von CO₂, gibt. Die Windkraft verzeichnet eine beeindruckende technologische und wirtschaftliche Entwicklung und ihr Ausbau genießt gerade in Deutschland hohe energie- und klimapolitische Priorität. Ehemalige Kohlestandorte bieten in der Tat häufig relativ günstige Voraussetzungen für Windkraftanlagen. Eine genauere Betrachtung zeigt, dass die Standortwahl für Windturbinen von den Windverhältnissen über die Anwohnerbelange bis zur Geologie des Untergrunds eine regional recht differenzierte Betrachtung erfordert. Um energiewirtschaftlich und auch in Bezug auf die Beschäftigung große Beiträge zu erzielen, müssen indes sehr viele Anlagen errichtet werden. Das schafft zugleich Probleme für die Umwelt wie auch hinsichtlich des enormen Verbrauchs an Flächen und Rohstoffen.

Energietransition, Kohleausstieg und Windkraftausbau als Alternative?

Im Zuge der politisch gewollten und gesteuerten Energietransi­tion – in Deutschland landläufig Energiewende – hin zur Klima­neutralität bis 2045 (Deutschland) bzw. 2050 (EU) sowie in einigen anderen vornehmlich westlichen Ländern steht der Kohleausstieg oben auf der Agenda. Dieser Kohleausstieg ist in etlichen Ländern weitgehend oder sogar schon ganz vollzogen, während der zur Klimaneutralität ebenfalls erforderliche Ausstieg aus den im Energiegesamtverbrauch gewichtigsten fossilen Energieträgern Mineralöl und Erdgas noch in den Anfängen steckt. Denn dieser erweist sich politisch als weit schwieriger, wie sich an den aktuellen Debatten über die Wärmewende oder die Verkehrswende hin zu elektrischen oder auf Wasserstoffelektrolyse basierenden Lösungen zeigt.

Unter Kohleausstieg ist primär und speziell nach der Beschlusslage in Deutschland der Ausstieg aus der Kohleverstromung einschießlich der damit verbundenen kohlebasierten Fernwärmeerzeugung zu verstehen. Also längerfristig gemäß Kohleausstiegsgesetz bis 2038 – nach den politischen Vorstellungen in der regierenden Ampelkoalition schon „idealerweise bis 2030“ – die Stilllegung aller noch aktiven Kohlekraftwerke mit einer bundesweiten Kapazität von noch rd. 30 MW, temporär aufgestockt auf 38 MW. Hierzulande bedeutet das gleichzeitig den kompletten Ausstieg aus der heimischen Kohlegewinnung, konkret die Beendigung des deutschen Braunkohlenbergbaus, nachdem der vollständige Ausstieg aus dem deutschen Steinkohlenbergbau bereits 2018 vollzogen worden ist. Gesetzlich in Deutschland (noch) nicht erfasst ist der Ausstieg aus der Nutzung von Kokskohle und Koks in der Stahlindustrie und bestimmten Nischenverwendungen in anderen industriellen Sektoren und im Wärmemarkt, die nunmehr vollständig über Importe erfolgt, mit dem Null-CO₂-Ziel aber auf Dauer ebenfalls nicht zu vereinbaren ist.

Nicht als Widerspruch zum Kohleausstieg wird die vorerst bis längstens 31. März 2024 befristete, in der Summe rd. 8 GW umfassende, vorübergehende Rückkehr von bereits vom Netz genommenen oder laut Beschluss eigentlich demnächst abzuschaltenden Steinkohlenkraftwerken aus der Netzreserve und Braunkohlenkraftwerken aus der Sicherheitsbereitschaft in den Strommarkt gesehen. Die beiden 600 MW-Braunkohlenkraftwerksblöcke Neurath D und E dürfen ggf. sogar bis zum 31. März 2025 am Netz bleiben. Die Steinkohlenkraftwerke aus der Netzreserve und Braunkohlenkraftwerke aus der Sicherheitsbereitschaft sind zwecks Stromversorgungssicherung gemäß Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz zur Bewältigung des 2022 insbesondere nach dem Angriffskrieg von Russland gegen die Ukraine eingetretenen Gasnotstands zugelassen worden. Beachtet werden muss auch, dass parallel dazu die Abschaltung der drei letzten deutschen Kernkraftwerke erfolgt ist, deren Betrieb zwar noch bis zum 15. April 2023 verlängert worden war, die nun aber politisch-rechtlich endgültig stillgelegt wurden. Ob aus der veränderten geopolitischen Lage der Energiemärkte nach der „Zeitenwende“ nicht auch für die Kohleverstromung andere energiepolitische Schlussfolgerungen gezogen werden sollten, ist eine mit Blick auf die Abwehr einer möglichen Energiekrise zumindest in Fachkreisen umstrittene Frage. (1) Das gilt erst recht, was eine sehr relevante Frage auch im Vergleich zu der nachfolgend eingehend erörterten Alternative Windkraft ist, wenn die Option der Verknüpfung von Kohlekraftwerken mit CCS-Technologie (CCS – Carbon Capture and Storage), also der Abscheidung von CO₂ aus den Abgasen und dessen dauerhafte geologische Lagerung und damit Neutralisierung in Erwägung gezogen würde. Dies würde eine klimaneutrale Kohleverstromung gestatten, an der sich im Rahmen einer wissenschaftlich und evidenzbasierten Energiepolitik auch erneuerbare Alternativen wie die Windenergie ökonomisch und ökologisch messen lassen müssten. (2) Der Weltklimarat und der überwiegende Teil der Klimawissenschaft oder die Internationale Energie-Agentur (IEA) befürworten seit Jahren den globalen Einsatz der CCS-Technologie, ebenso die EU-Kommission (3).

Etliche Länder wie die USA, China und in Europa insbesondere Großbritannien, Norwegen und Island verfolgen längst kommerzielle CCS-Projekte in einer breiten technologischen Spannweite und mit Kostenschätzungen, die sich unter günstigen Bedingungen auf 60 bis 80 €/t CO₂ belaufen und damit unter den aktuellen, perspektivisch weiter aufwärts gerichteten CO₂-Preisen im EU-Emissionsrechtehandel liegen. (4) Auch das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) und die Bundesregierung prüfen inzwischen eine Novellierung des deutschen Klimaschutzgesetzes, die u. a. einer direkten CO₂-Abscheidung aus der Luft (DACCS: Direct Air-CCS), wie sie für verschiedene fossile Industrieprozesse, aber auch für Kraftwerke relevant ist, eine Rolle beim Erreichen der nationalen Klimaneutralität gewähren und dazu die Einlagerung von CO₂ unter deutschem Boden einschließlich Meeresboden erlauben soll (5) Von einer Abkehr vom Kohleausstieg oder zumindest etwa einem temporären Aussetzen desselben durch Übergang zu CCS-Kraftwerken ist auf deutscher und europäischer Ebene jedoch, was sachlich verwundert, bisher nicht die Rede. Sollten Kohlekraftwerke jedoch deutlich länger als bisher geplant zur Sicherung der Stromversorgung beitragen (müssen), geht an dieser Option mit Blick auf die Klimaziele eigentlich kein Weg vorbei. Die Sequestrierung des CO₂ könnte zudem mit dessen (teilweiser) Nutzung in Form von CCU-Technologien (CCU – Carbon Capture and Utilization) verbunden werden. Damit ließe es sich als Kohlenstoffquelle für eine Reihe von chemischen und biotechnologischen Prozessen nutzen, z. B. für die Herstellung bestimmter Kunststoffe, Baumaterialien oder synthetische Kraftstoffe. In Verbindung mit Wasserstofftechnologie würde CCU sogar noch weiterreichende Möglichkeiten der Anwendung erlauben. CCU-Technologien hätten also auch ein beachtliches Klimaschutzpotential.

Unterdessen wird im massiven Ausbau der neuen erneuerbaren Energien, darunter vor allem der Windkraft, energiepolitisch weiter der Königsweg zur klimaneutralen Stromerzeugung gesehen. Auch für die energie- und regionalwirtschaftliche Transition von Kohlestandorten nach der Stilllegung von Kohlekraftwerken und Kohlebergwerken werden Erneuerbare Energie-Projekte und besonders nachdrücklich Windkraftanlagen als wesentliche Alternative erachtet und empfohlen. (6) Das sehen neben internationalen und europäischen Vorhaben z. B. auch die schon in Umsetzung befindlichen Revierpläne der deutschen Braunkohlenregionen für den Kohleausstieg meist in Verbindung mit breiter angelegten Energieparkprojekten inklusive Windparks so vor. Ebenso sind auf den hinterlassenen Halden des schon vollständig stillgelegten heimischen Steinkohlenbergbaus im Ruhrrevier und im Saarrevier mittlerweile eine Reihe von Windkraftanlagen installiert worden und weitere neue Windturbinen sind dort projektiert oder werden in Erwägung gezogen. (7)

Welche Erkenntnisse sich daraus bislang ableiten lassen und welche Perspektiven und Probleme sich in Bezug auf Windkraftanlagen speziell für die Transition von Kohlestandorten ergeben, ist wissenschaftlich nüchtern zu analysieren und Gegenstand dieser Abhandlung. Die Autoren nutzen dabei eigene Befunde und Einsichten, die sie aus der Beteiligung an zwei von der EU bzw. dem Europäischen Forschungsfonds für Kohle und Stahl (RFCS) geförderten Forschungsprojekten mit den Projekttiteln POTENTIALS und GreenJOBS gewonnen haben. (8)

Enorme politische Perspektiven der Windkraft allgemein

Der Ausbau von Windkraft hat weltweit wie auch in Deutschland eine rasante Entwicklung hingelegt. Nach den Angaben der International Renewable Agency (IRENA) hat sich die globale Kapazität der Windkraft im Zeitraum von 1997 bis 2018 um den Faktor 75 auf 564 GW gesteigert. Gemäß den Zahlen des Global Wind Energy Council (GWEC) wurde 2021 schon eine kumulierte weltweite ­Gesamtkapazität von 837 GW erreicht, ein weiterer Wachstumsschub in drei Jahren von 48 %. (9)

In der EU, vor allem durch Mittel- und Nordeuropa international ein früher Vorreiter der Windkraft, betrug die Windkraftkapazität 2022 rd. 204 GW, mehr als das Zehnfache im Vergleich zu 2001, wovon rd. 16 GW auf Offshore-Kapazitäten entfielen und 188 GW auf Windkraft an Land (Bild 1). Mit einem Anteil von gut einem Drittel der EU-Kapazität war und ist Deutschland – knapp 66 GW, davon 8 GW offshore und 58 GW onshore – mit Abstand der „Europameister“ bei der Windkraft, weit vor Spanien (31 GW), Frankreich (21 GW), Schweden (15 GW) und Italien (12 GW). (10) Klarer „Wind-Weltmeister“ ist derzeit allerdings China mit 328 GW Windkraftkapazität (2021). Das ist grob gerechnet das Eineinhalbfache der EU-Kapazität, das Zweieinhalbfache der Windkraftkapazität der USA (133 GW) und das Fünffache der Windkraftkapazität Deutschlands – das allerdings mit einer ca. 17fach geringeren Bevölkerung und 27fach geringeren Landesfläche als China schon heute eine wesentlich höhere Windkraftdichte aufweist. (11)

Für die Zukunft wird in Deutschland und der EU ein beschleunigter Ausbau der Windkraft geplant. Im Jahr 2022 gab es in Deutschland 28.380 Windkraftanlagen an Land, die mit ihrer Kapazität von 58 GW rd. 103 TWh Strom erzeugten. (12) Die gesamte Windkraft trug 2022 damit 21,7 % zur inländischen Stromerzeugung bei und war hier nun der Energieträger Nr. 1, knapp vor der Braunkohle (20,1 %). Die erneuerbaren Energien insgesamt (zzgl. Photovoltaik, Biomasseverstromung, Wasserkraft und sonstige Erneuerbare) leisteten 2022 im Schnitt 46,2 % der Stromerzeugung. Zum Vergleich: Die Kohle insgesamt (Braun- und Steinkohle) erreichte 31,3 %. Diese Anteile relativieren sich indes mit Blick auf den gesamten Primärenergieverbrauch (PEV), der ungefähr dem Fünffachen des Stromverbrauchs entspricht. Beim PEV lag der Anteil der erneuerbaren Energien 2022 lediglich bei 17 %, der Anteil speziell der Windkraft bei 3,8 % (Wind und Solar zusammen 6 %). (13)

Gemäß Erneuerbare-Energien-Gesetz 2023 (EEG) soll in Deutschland bereits bis 2030 ein Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung von 80 % erreicht werden, bis 2045 sollen es dann 100 % sein. Auf diesem Weg wird ein Ausbau der Windkraft an Land bis 2030 auf 115 GW angestrebt, also mehr als das Doppelte im Vergleich zu 2021, offshore sind bis dahin 30 GW geplant (fast das Vierfache), bis 2035 sollen dann onshore 157 GW erreicht werden und offshore 40 GW. Im Jahr 2040 soll die Windkraft an Land auf 160 MW ausgebaut sein (das Dreifache von heute), die Offshore-Kapazität soll bis 2045 noch auf 70 GW gesteigert werden. Allein für die Onshore-Ziele bis 2030 müssten in Deutschland schon heute „bis zu fünf Windräder täglich“ (Bundeskanzler Scholz am 16. April 2023 auf der Hannover-Messe) errichtet werden, also mehr als rd. 1.500 neue Windräder oder gut 7 GW/a bzw. 12.250 zusätzliche Windkraftanlagen der 4 MW-Klasse insgesamt. Zum Vergleich: Im Jahr 2022 wurden 551 Windräder an Land mit einer Kapazität von 2,1 GW – die Zielvorgabe waren 3 GW – gebaut. Mit dem zum 1. Februar 2023 in Kraft getretenen Windenergie-an-Land-Gesetz ist zugleich beschlossen worden, dass 2 % der gesamten Landesfläche Deutschlands ab 2030 als Vorrangflächen für Windkraftanlagen ausgewiesen werden sollen. Jeder für die Windkraft geeignete Standort ist dafür in Betracht zu ziehen, das einschlägige Planungsrecht wird dafür erheblich vereinfacht und beschleunigt, ja sogar Natur- und Artenschutzbelange sollen zurückstehen oder ggf. nur finanziell kompensiert werden, denn der Windkraftausbau wird als „vorrangiges öffentliches Interesse“ deklariert. Am Einspeisevorrang ins Stromnetz wird unverändert festgehalten, die staatlich finanzierten Garantievergütungen für Windkraft an Land sind ab 2023 wieder kräftig angehoben worden von 5,88 auf 7,35 Eurocent/kWh.

Gemessen an diesen politischen Zielsetzungen sind die Perspektiven der Windkraft in Deutschland – für sich betrachtet und ohne hier schon die Neben- und Folgewirkungen im Gesamtzusammenhang abzuwägen – also mehr als günstig. Auf Ebene der EU und in vielen ihrer Mitgliedstaaten gilt Ähnliches, im Zuge des europäischen Green Deals sowie des 2022 als Reaktion auf den Ukraine-Krieg aufgelegten Programms „Repower Europe“ sollen ab 2023 jedes Jahr EU-weit 31 GW an Windkraft zugebaut werden. In diesem Kontext können ehemalige Kohlestandorte, ob durch nach dem Ende des Kohlebergbaus entstandene Freiflächen in windreicher Ebene oder auf höherlagigen Halden, zweifellos einen gewissen Beitrag leisten und selber von der Windkraft profitieren. Wie sinnvoll dieser Beitrag ist, welche Chancen sich daraus ergeben und welche Risiken und Restriktionen zu beachten sind, sollte jedoch zuvor genauer evaluiert werden.

Technologische und wirtschaftliche Entwicklung der Windkraft

Die technologische Entwicklung der Windkraft ist ohne Zweifel sehr beeindruckend. Inzwischen wird von der „vierten Generation“ der Windkrafttechnologie gesprochen (Bild 2), deren Ursprünge sich schon in antiker Zeit im Mittleren Osten in windgetriebenen Korn- und Wassermühlen mit vertikaler Achse finden lassen. Die erste größere Windturbine zur Stromerzeugung wurde 1888 in Cleveland, Ohio/USA, eingesetzt, eine 12 kW-Anlage mit sehr solidem, z. T. aber noch aus Holz bestehendem Gerüst und geringer Geschwindigkeit. Heute gibt es Hightech-Anlagen mit Türmen und Gondeln mehr als 200 m hoch, voller Elektronik einschließlich Kontroll- und Kommunikationssystemen, automatischer Windmessung und Geschwindigkeitsregulierung sowie mit horizontalen Achsen und stets drei aerodynamischen Rotorflügeln von 70 m und mehr Länge, die u. a. mit Glas- und Karbonfasern sowie hochstabilen Epoxidharzen gefertigt werden. (14) Neueste Windkraftanlagen onshore bringen es auf eine Nennleistung von 5 MW, offshore sind die Anlagen noch größer und erreichen inzwischen eine Kapazität von bis zu 15 MW. Mittlerweile wird der Windkrafttechnologie ein Reifegrad von „neun“ im wissenschaftlich etablierten zehnstufigen Technology Readiness Level (TRL) zugemessen.

Physikalisch ist Windenergie die kinetische Energie von Luftbewegungen, die sich aus der Luftmasse A und der Luftgeschwindigkeit v ergibt. Die Luftmasse ist wiederum das Produkt von Luftvolumen V und Luftdichte ρ. Die Windkraft P_Wind wird schließlich bestimmt durch die Gleichung P_Wind = ½ ρ A v³. Die Windkraft verhält sich somit kubisch zur Windgeschwindigkeit, d. h. etwa, dass eine Verdopplung der Windgeschwindigkeit die Windkraft verdreifacht, und umgekehrt, dass aus einer Halbierung der Luftgeschwindigkeit nur noch ein Drittel an Windkraft resultiert. Hauptfaktoren für die Leistung von Windkraftanlagen sind demzufolge die Windgeschwindigkeit, die in größeren Höhen zumeist höher ist als in Bodennähe, sowie die Länge der Rotorblätter, mit denen der Wind „eingefangen“ wird, beides modifiziert durch topografische und technische Bedingungen. Das erklärt, weshalb sich die Windkrafttechnologie immer mehr hin auf größere Türme und längere Rotoren entwickelt.

„Windige“ Standorte sind daher stets bedeutsam für leistungsfähige Windkraftanlagen. Um sich nicht gegenseitig zu viel Wind wegzunehmen, sollten bei Windfarmen, also bei räumlich konzentrierten Gruppen von Windkraftanlagen, in der Hauptwindrichtung ein Abstand vom Achtfachen des Rotordurchmessers, in Nebenrichtung mindestens des Vierfachen eingehalten werden. Allerdings darf es auch nicht zu windig sein. Bei schweren Stürmen müssen Windkraftanlagen wegen Überlastung aus Gründen technischer Sicherheit abgeschaltet werden. Optimale Wind­bedingungen herrschen an Land bei Windgeschwindigkeiten von 12 bis 16 m/s. Die angegebenen Nennleistungen, z. B. 4 MW, beziehen sich stets auf diese optimalen Bedingungen. Die effektive Windleistung ist normalerweise geringer als die potentielle. Aerodynamische Energieverluste am Rotor, mechanische Verluste im Getriebe und elektromechanische Verluste beim Generator führen zu einem Maximalwirkungsgrad (generation efficiency) von Windkraftanlagen von typischerweise 30 bis 40 %.

Durch die natürliche wetterbedingte Volatilität der Windbewegungen erreichen Windkraftanlagen an Land in der Regel zudem Auslastungsgrade, gemessen am sogenannten Kapazitätsfaktor, auch in günstigen Lagen nur zwischen 25 und 40 %, im Durchschnitt des Regelbetriebs meist weniger. Offshore sind auch mehr als 40 % möglich. (15)

Im Hinblick auf windschwache Zeiten und Phasen sogar der Flaute wird die jederzeit „gesicherte Leistung“ bzw. der „Leistungskredit“ von Windkraftanlagen an Land nach wie vor auf lediglich 1 % veranschlagt. Kombiniert mit der ebenfalls stark fluktuierenden Einspeisung von Solarstrom kann es dabei zum Phänomen der sogenannten Dunkelflaute kommen. Eine Studie des Deutschen Wetterdienstes (DWD) von 2018 hat Flauten von 48 h und mehr im Jahr 2017 z. B. nicht weniger als 23-mal festgestellt. Auch längere Flauteperioden über mehrere Tage oder Wochen sind möglich. (16)

Diese Volatilität der Windkraft erfordert es daher, zur Sicherung einer Stromversorgung rund um die Uhr die Windkraft mit Stromspeichern, einer konventionellen Back-up-Stromerzeugung und/oder Stromimporten, die bei europaweiter Windschwäche ebenfalls meist auf konventionellem Strom basieren, zu kombinieren. Alternativ bleibt zur Abwehr von Netzzusammenbrüchen nur ein „Nachfragemanagement“ in Form mengenmäßiger oder zeitlicher Verschiebung von Stromnachfrage bis hin zum direkten Lastabwurf. Ausgereifte Stromspeicher gibt es bisher nur durch Batterien für eine Sekunden- oder Minutenreserve und mittels Pumpwasserspeichern – in Deutschland aufgrund der natürlichen Gegebenheiten nur in begrenztem Maß – als Stundenreserve. Da zudem auch die naturgegebenen Kapazitäten für grundlastfähigen Strom auf regenerativer Basis wie Wasserkraft, Geothermie und Biomasse/-gas hierzulande und in vielen anderen Ländern relativ begrenzt sind, bleiben bis zur hinreichenden Entwicklung und Bereitstellung von Langzeit-Stromspeichern wie sie etwa aus grünem Elektrolysegas auf Wasserstoffbasis geplant, aber noch lange nicht verfügbar sind, vorerst inländische oder ggf. ausländische konventionelle (Erdgas-, Öl-, Kohle- oder Kern-) Kraftwerke als Ausgleichs- und Reservekapazitäten zwingend notwendig. Die volatile Windkraft, egal an welchen Standorten, kann zu einer hinlänglich gesicherten Stromversorgung insofern immer nur als begrenzter Teil eines Gesamtsystems der Stromerzeugung beitragen.

Deswegen müssen bei Kostenvergleichen der Windkraft mit konventioneller Stromerzeugung diese Systemkosten mitberücksichtigt werden, so beeindruckend auch die Kostendegression ist, die im Windsektor bisher durch technologischen Fortschritt, Skaleneffekte und erheblich verstärktem Wettbewerb in der ganzen Wertschöpfungskette für sich genommen erzielt werden konnte. Der jüngste Bericht der International Renewable Agency (IRENA) zu den Renewables Power Generation Costs 2021 verzeichnet für die Windkraft seit 2010 die in Tabelle 1 dargestellte Kostenentwicklung, einmal im Hinblick auf die gesamten Installationskosten je Kilowatt und einmal bezogen auf die Kosten der Stromerzeugung als sogenannte Levelized Costs of Electricity (LCOE) je Kilowattstunde. Dabei ist die weltweite kumulierte Kapazität der Windkraft onshore von 178 auf 796 MW, also um 423 % gewachsen (17). Die vorgenannten Systemkosten sind darin jedoch nicht enthalten.

Die für Windkraft an Land von IRENA bezifferten Stromerzeugungs­kosten 2021 lassen sich in 0,28 Euro­cent/kWh umrechnen. Windstrom kann also inzwischen zu knapp unter 3 ct/kWh produziert werden. Unterstellt sind dabei jedoch modernste Anlagen mit einem an Land maximal erreichbaren Kapazitätsfaktor von 39 %, was auf die wenigsten Bestandsanlagen zutreffen dürfte. Die Systemkosten für das Back-up sind hier nicht eingerechnet. Die Installationskosten entstehen laut IRENA zu 64 bis 84 % aus den Herstellungs- und Beschaffungskosten für die eigentliche Turbine. Hinzu kommen die Kosten für den Netzanschluss (bis zu 14 %) sowie die reinen Baukosten und sonstige Kapitalkosten (jeweils bis zu rd. 10 %). Im laufenden Betrieb entstehen darüber hinaus sogenannte O&M-Kosten (Operation & Maintenance) von 2 bis 3 %/a der Installationskosten. Durch die im Kontext des allgemeinen Inflationsschubs im Jahr 2022 beträchtlich gestiegenen Energie- und Materialkosten auch für die Herstellung von Windkraftanlagen und deren Infrastruktur sind die Kostenaussagen für 2021 nicht mehr ganz repräsentativ und verlangen gegenwärtig einen Aufschlag. Weitere Degressionen der Kosten durch Größen- und Erfahrungseffekte sowie diverse Optimierungen dürften aber auch künftig zu erwarten sein. Unter sehr günstigen Bedingungen wird Windstrom an Land auch in Deutschland zu gut 3 Euro-ct/kWh erzeugt werden können. Das ist allerdings ein Bestwert, der nicht für den Durchschnitt der Bestandsanlagen gilt. Andere Schätzungen, die sich auf die „realen Kosten“ von 3 MW-Windkraftanlagen onshore beziehen mit einer mittleren Verfügbarkeit von 20 %, wie sie derzeit in Deutschland vielfach noch vorherrschen, beziffern sich auf 6 bis 7 ct/kWh, einschließlich Abriss und Rückbau etwa auf 7 bis 8 ct/kWh. (18)

Die Vollkosten der Stromgestehung beinhalten für alle Erzeugungsarten Bestandteile an fixen Kosten bzw. Kapitalkosten (CAPEX-Werte), wie sie bei der Windkraft fast ausschließlich auftreten, sowie variablen Kosten des Betriebs (OPEX-Werte). Dabei umfasst der komplette Lebenszyklus von der „grünen Wiese“ zum Kraftwerk bzw. zur Anlage und zurück zur grünen Wiese die Elemente Landerwerb oder Pacht, Rohstoffe, Konstruktion, Instandhaltung, Lohnkosten, Versicherung, Brennstoffe. Sie entfallen bei der Windkraft im Betrieb fast vollständig, es sei denn, es müssen nach Ausfällen externe Stromquellen wie etwa Dieselgeneratoren zur Wiederingangsetzung eingesetzt werden – eventuell Repowering, Rückbau und Entsorgung. Wie bereits angesprochen sind darin jedoch nicht enthalten die Systemkosten, die bei einem wetterabhängigen Erzeuger wie Windkraft oder Solarstrom besonders gewichtig ausfallen, im deutschen Stromerzeugungssystem aber bislang nicht von der Windkraft getragen werden müssen. Realistische Kostenvergleiche mit der konventionellen Stromerzeugung müssen eben diese Systemkosten berücksichtigen. Dabei sind der konventionellen Stromerzeugung ihrerseits die CO₂-Preise zuzurechnen, die sich aus dem europäischen CO₂-Emissionshandelssystem, dem EU-ETS, ergeben oder aber die Kosten der CO₂-Vermeidung durch CCS oder CCU.

Die Systemkosten der volatilen Windkraft beinhalten neben dem Back-up durch andere regelbare Kraftwerks- und/oder Speicherkapazitäten auch die Kosten für die Netzintegration und Netzerweiterung sowie Regelenergie – diese Komponenten gelten generell für alle Arten der Stromerzeugung, sind aber bei der konventionellen Stromerzeugung bereits bestehende Leistungen – ferner speziell die Kosten der Überproduktion von Windstrom, die ggf. Abregelung oder bezahlten Export und Entschädigung der Erzeuger auch ohne Abnahme verlangt, Kosten erforderlicher kurzfristiger Kapazitätsanpassung im Kraftwerks­park bei Schwachwind oder anderen Leistungseinschränkungen (sogenannter Redispatch), weitere Flexibilitätskosten, etwa wegen erhöhten Verschleißes fossiler Kraftwerke durch die Lastfolge der steilen Leistungsrampen bei der Windkraft, und auch die Kosten der Volllaststundenreduktion konventioneller Kraftwerke, da diese zwar bereitstehen müssen, aber wegen des Ausbaus und des Einspeisevorrangs erneuerbarer Energien weniger eingesetzt werden. Ein Modell für deutsche Stromerzeuger veranschlagt diese Systemkosten für die Windkraft bei einem Systemanteil von über 20 %, wie er inzwischen erreicht ist, auf annähernd 5 ct/kWh. (19) Wie gesagt, ist das die gesamtwirtschaftliche, keine einzelwirtschaftliche Betrachtung.

Entscheidende ökonomische Faktoren für die Windkraft selbst sind und bleiben indessen nicht die installierte Kapazität und ihre Infrastruktur, sondern es sind die jeweiligen Windverhältnisse und der daraus am betreffenden Standort erzielbare Windertrag sowie der jeweilige Strompreis, mit dem der Windstrom vergütet wird. Bei günstigen Bedingungen können dann auch Einzelanlagen und erst recht ganze Windparks auf die Dauer rentabel bis sehr lukrativ betrieben werden. Klar ist auch, dass anhaltend hohe Strompreise der Windkraft generell weiteren Auftrieb verleihen können, jedoch aus Sicht der Stromverbraucher und der Volkswirtschaft insgesamt anders zu bewerten sind. Das alles gilt auch für die Transition von Kohlestandorten.

Energiewirtschaftlich ist überdeutlich, dass einzelne Windkraftanlagen oder kleine Gruppen von ihnen, wie sie auf eng begrenzen Flächen oder auf Halden platziert werden können – im Ruhrgebiet etwa finden sich maximal bis zu vier Anlagen mit bislang ± 3 MW auf einem Haldenstandort (20) – aber auch größere Windparks an Land mit 20 oder mehr Windrädern und Kapazitäten von geplant 100 oder sogar 200 MW Nennleistung (21) nicht einmal annähernd die Stromerzeugungskapazität erreichen können, die an diesen Standorten vorher große Kohlekraftwerke mit bis zu 1.000 MW und über 80 % gesicherter Leistung repräsentierten. Standortbezogen betrachtet kann ein ehemaliger Kohlestandort demnach nur zu einem Bruchteil als Energiestandort durch Windkraftanlagen ersetzt werden.

Beim Wind macht es gesamtwirtschaftlich die dezentrale Energieproduktion in der großen Masse von Anlagen, die über das ganze Land und offshore im Meer verteilt sind. Das bedeutet allerdings einen hohen und im Vergleich zum Kohlestrom erhöhten Verbrauch an Flächen und Material, was demgemäß ceteris paribus erhöhte Land- und Rohstoffpreise bedeutet.

Aus energiewirtschaftlicher Sicht macht Windkraft auf ehemaligen Kohlestandorten in jedem Fall noch mehr Sinn, wenn sie zusammen mit weiteren energiewirtschaftlichen Potentialen entwickelt wird, wie sie z. B. in dem EU- bzw. RFCS-geförderten Forschungsprojekt POTENTIALS mit dem darin im Ergebnis favorisierten Geschäftsmodell eines „Eco-Industrial“ Park vorgeschlagen werden. Der Gegenstand der Untersuchungen von POTENTIALS waren Standorte mit der Kombination von stillgelegten Kohlebergwerken und Kohlekraftwerken sowie benachbarter Industrie, deren Synergien für „grüne“ Energieproduktion und -versorgung im Sinne des European Green Deal bestmöglich erschlossen werden sollten. Unterstellt worden ist zudem die Weiternutzung der vorgenutzten Flächen, deren Infrastruktur und der installierten Netze. Der Eco-Industrial Park auf einem solchen ehemaligen Kohlestandort umfasst demnach ein „virtuelles Kraftwerk“ aus zusammengeschalteten Windkraft- und Photovoltaik (PV)-Anlagen auf den zugehörigen Halden in Verbindung mit einem unkonventionellen Untertage-Pumpspeicherwerk sowie von Grubenwasser für geothermische Zwecke aus dem vormaligen Bergwerk sowie der Einsatz von Batterietechnologien oder auch die thermochemische Nutzung von geschmolzenem Salz als Speicheroptionen in der vormaligen Kraftwerksinfrastruktur. Der Park könnte je nach Bedarf und Möglichkeiten der benachbarten Industrien auch um eine Wasserstofferzeugung (Green Hydrogen Plant) sowie eventuell eine Produktion oder Verwendung von Biofuels erweitert werden. Auch andere Technologien wurden geprüft. (22)

Beschäftigungspotentiale der Windkraft auf ehemaligen Kohlestandorten

Die Beschäftigungspotentiale der Windkraft auf ehemaligen Kohle­standorten sind ähnlich begrenzt wie die energiewirtschaftlichen Potentiale und demzufolge bezogen auf den einzelnen Standort erheblich kleiner als in einem vormaligen Kohlekraftwerk mit typischerweise mehr als 100 oder 200 Arbeitsplätzen oder in vormaligen Kohlebergwerken mit 1.000 Beschäftigten und mehr. Wesentlich größer ist das Beschäftigungspotential der Windkraft mit Blick auf die Gesamtheit aller in Betracht kommenden Standorte.

Das Joint Research Center (JRC) der EU-Kommission hat 2020 eine groß angelegte Studie über die Beschäftigungspotentiale verschiedener grüner Energietechnologien (Clean Energies) in der EU vorgelegt. Darin ist auch das Beschäftigungspotential der Windkraft in den Regionen europäischer Kohletagebaue veranschlagt worden – die Windkraft auf Kohlehalden ist dagegen vom JRC nicht erfasst worden – und EU-weit ein Potential von rd. 100.000 Arbeitsplätzen ermittelt worden. Dies ist aber eben eine Potential­betrachtung und längst keine Realität. Den neuen Arbeitsplätzen durch die Windkraft und zusätzlichen weiteren durch andere grüne Energien steht gemäß JRC zugleich bis 2050 der Verlust von bis zu 340.000 Arbeitsplätzen direkt und indirekt im EU-Kohlesektor gegenüber. (23)

Konkretere Beschäftigungspotentiale der Windkraft in Deutschland lassen sich aus den einschlägigen Angaben der nationalen Fachagentur Windkraft an Land ermitteln, die zuletzt für das Jahr 2019 eine detaillierte Abschätzung der Arbeitsplätze in Vollzeitäquivalenten in Verbindung mit der Windkraft entlang der gesamten Wertschöpfungskette veröffentlicht hat. (24) Nachfolgend wird speziell auf die Länderangaben zu Nordrhein-Westfalen rekurriert, weil diese am ehesten repräsentativ für Haldenstandorte von Windkraftanlagen sind. Danach summierten sich die von der Windkraft an Land geschaffenen Arbeitsplätze in Nordrhein-Westfalen auf rd. 16.000, was bei 6.174 MW Windkraftkapazität in Nordrhein-Westfalen etwa 2,6 Arbeitsplätze (Vollzeitäquivalent) je Megawatt Nennleistung entspricht. Eine 3 MW-Anlage hätte somit rechnerisch knapp acht Arbeitsplätze entstehen lassen. Allerdings ist dies eine Rechnung über die gesamte Wertschöpfungskette von der Planung bis zur Entsorgung oder dem Recycling der Anlagen. Dem laufenden Betrieb können nur die Arbeitsplätze im Bereich O&M zugerechnet werden, die lediglich 12,1 % der Gesamtbeschäftigung ausmachen. Das wäre dann ungefähr eine Drittelstelle je Megawatt bzw. ein Arbeitsplatz pro 3 MW-Anlage. Es ist evident, dass dieser rechnerische Arbeitsplatz sich anteilig verteilt auf die Jobs verschiedener Teams, z. B. von Wartungstechnikern, Operateuren beim Netzbetreiber und kaufmännischen Angestellten in der Administration. Durch einen typischen Haldenstandort mit beispielsweise drei Windkraftanlagen würden demnach rein rechnerisch ungefähr drei Dauerarbeitsplätze kreiert, ein ganz neuer Windpark mit z. B. 20 Anlagen à 5 MW könnte rechnerisch ca. 30 Dauerarbeitsplätze schaffen.

Der bei weitem stärkste Beschäftigungseffekt, gemäß den in Rede stehenden Angaben 41,4 %, entfällt indes auf die Anlagenfertigung. Die weiteren ausgewiesenen Beschäftigungsanteile belaufen sich auf 5,7 % für Forschung und Entwicklung, 14,3 % für die Projektentwicklung, 1,8 % für die Finanzierung, 2,6 % für Transport und Montage, 3,2 % für den Netzanschluss, 0,7 % für Rückbau oder Repowering und 18,6 % für sonstige Dienstleistungen. Der größte Teil der genannten Arbeitsplatzeffekte sind ersichtlich Einmaleffekte durch den Neu- bzw. Ersatzbau von Windkraftanlagen, die entfallen und somit nicht von Dauer sind, wenn und solange die Anlagen stehen und im Betrieb sind. Ist der Ausbau der geplanten oder realisierbaren Windkraftkapazitäten einmal abgeschlossen, verpufft also ein großer Teil der über die gesamte Wertschöpfungskette erzielten Beschäftigungswirkung. Diese gilt insofern nur für die Investitions- und partiell Desinvestitionsphase, nicht für die Betriebsphase der Windkraft. Große Beschäftigungszahlen durch die Windkraft ergeben sich somit lediglich durch die standort- und regionenübergreifende Gesamtbetrachtung eines stetigen Zubaus an Kapazitäten.

Zu berücksichtigen ist außerdem, dass es sich hierbei um Bruttoeffekte handelt, denen wegfallende Arbeitsplätze durch Substitution anderer Energieproduktion, also in diesem Kontext vor allem von Kohlestrom, gegenzurechnen sind. Gleiches gilt für die Verdrängung von Arbeitsplätzen in anderen Wirtschaftsbereichen durch den sogenannten Budgeteffekt, der in Deutschland bisher aus der Quasisubventionierung der Windkraft mittels des EEG entsteht und den Stromverbrauchern Einkommen und damit Ausgaben für andere Zwecke entzieht, früher via EEG-Umlage, nun aus Steuermitteln.

Beachtet werden muss darüber hinaus, dass die rechnerischen Beschäftigungseffekte jenseits des laufenden Betriebs und standortbezogener Leistungen wie Transport und Montage, Netzanschluss, Rückbau etc. keineswegs im Inland entstehen müssen. Das betrifft insbesondere die Fertigung der Anlagen. Sieben von zehn der weltweit größten Windturbinenhersteller befinden sich heute in China, die zunehmend international agieren. Viele eta­blierte europäische und gerade auch deutsche Anlagenproduzenten sind in den letzten Jahren durch gestiegene Material- und Energiekosten zusammen mit anderen Standortproblemen wie den sehr bürokratischen und langwierigen Vergabe- und Genehmigungsverfahren unter erheblichem Wettbewerbsdruck und, so Medientitel, in eine „Krise der Windkraft-Branche“ geraten.

Ein aktuelles Einzelbeispiel ist die zum Jahresende 2023 angekündigte Stilllegung der Fertigung von Onshore-Windkraftgetrieben durch die Eickhoff-Gruppe in ihrem Werk in Klipphausen in Sachsen mit 177 Beschäftigten. Als Gründe der Produktionseinstellung verlautbart wurden „die Kostenkrise in der Windindustrie und instabile Rahmenbedingungen“. Die Firma Eickhoff mit Stammsitz in Bochum hat ihre Wurzeln im deutschen Steinkohlenbergbau, ist als Bergbauzulieferer international gut im Geschäft, investiert aber schon seit knapp 30 Jahren massiv auch in die Windindustrie und deren Equipment. Nunmehr will sich Eickhoff in der Windsparte nur noch auf das Servicegeschäft (Spezialgetriebe, Prototypen etc.) konzentrieren. (25) Ähnliche Beispiele gab es davor bei Nordex 2022 in Rostock oder Vestas Deutschland 2021 in Lauchhammer. Siemens Energy nahm im Frühjahr 2023 seine gemeinsam mit Iberdrola betriebene Windanlagen-Tochter Siemens Gamesa wegen „erneuter hoher Verluste (884 Mio. € im ersten Quartal)“ von der Börse und hat sie zur Konsolidierung mit seiner übrigen Erneuerbarensparte auf Siemens Gamesa Renewables Energy verschmolzen. Im Jahr zuvor war schon der Abbau von 2.900 der weltweit 27.000 Jobs von Siemens Gamesa angekündigt worden. Dahinter stünden neben unerwartet hohen Garantie- und Wartungskosten, was auf gewisse Qualitätsprobleme hindeutet, vor allem die starke Preiskonkurrenz chinesischer Anbieter. (26) Diese erobern auch in Europa zunehmend Marktanteile und mit ihnen Wertschöpfung und Beschäftigung in der Windkraftanlagenherstellung.

Geografische und geotechnische ­Restriktionen der Windkraft

Erstaunlich ist, wie wenig in der öffentlichen Debatte über die Windkraft geografische Faktoren in den Fokus gestellt werden, die faktisch eine maßgebliche Rolle spielen. Das beginnt mit dem für Deutschland typischen Nord-Süd-Gefälle der Windgeschwindigkeiten oder allgemeiner gesagt, der Energieertrag der Windkraftanlagen wird wesentlich von der geografischen Lage im Land und auf dem europäischen Kontinent bestimmt (Bild 3).

In den nördlichen Küstenregionen an Nord- und Ostsee ist die Windgeschwindigkeit deutlich höher als in Süddeutschland, was eine deutlich höhere Anzahl an Volllaststunden und damit an Energieertrag ergibt. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) weist darum regional unterschiedliche Volllaststunden und Kapazitätsfaktoren (Effektivität bezogen auf Nennleistung) aus (Tabelle 2).

Neueren Berechnungen von Tabbert für die Jahre 2018 bis 2021 zufolge (27) sind die BNetzA-Angaben jedoch für die Onshore-Anlagen überhöht, weil hier statistisch auch Offshore-Leistung einberechnet worden ist, und sie weisen auch innerhalb der betreffenden Regionen erhebliche Unterschiede aus. Tabbert kommt auf Basis anderer öffentlicher Angaben für Windkraft­anlagen an Land zu effektiven Volllaststunden und Kapazitäts­faktoren für den Norden von nur 1.750 h (20 %), für die Mitte von 1.690 h (19 %) und den Süden von 1.650 h (18 %). (28)

Klar ist, dass für einzelne Standorte auch die Topografie eine große Rolle spielt. In zugigen Ebenen oder in höhere Lagen wie Hügeln, Bergkuppen oder Halden herrschen beträchtlich höhere Windgeschwindigkeiten als in stark zerklüfteten oder bebauten Gebieten oder etwa hinter den Bergrücken der Mittelgebirge, aber auch im Windschatten anderer Windparks. Allein durch eine Höhendifferenz von 100 m können bis zu 7 km/h mehr Windgeschwindigkeit erreicht werden. In sehr ungünstigen Windlagen in Süddeutschland dagegen lässt sich u. U. auch nur ein Kapazitätsfaktor von 5 % erreichen, was erklärt, warum gerade dort der Ausbau der Windkraft bisher so langsam und zögerlich erfolgt ist. Und es stellen sich generelle Fragen nach dem Sinn des Ziels eines pauschal flächendecken Ausbaus der Windkraft in Deutschland im Vergleich zu differenzierteren Ansätzen.

Die deutschen Braun- und Steinkohlenreviere sind allesamt der Windregion Mitte zuzuordnen. Vormalige Kohlestandorte bieten dabei mit erschlossenen Freiflächen und Halden gerade in dieser Region ganz besonders günstige Windstandorte. Speziell auf den Halden des Steinkohlenbergbaus wird auf Basis praktischer Erfahrungen sogar ein um 15 bis 20 % höherer Referenzertrag als in der Ebene veranschlagt (Bild 4). Deshalb scheinen für sie die o. g. BNetzA-Angaben am ehesten repräsentativ zu sein.

Aus ökonomischer Sicht stellt sich auch in Bezug auf die Standortwahl von Windkraftanlagen stets die Frage nach dem „sozialen Optimum“ und dabei spielen die geografischen Faktoren „Lage“ und „Distanz“ ebenfalls eine wichtige Rolle. Die Leipziger Umweltökonomen Lehmann, Reutter und Tafarte haben dazu 2021 ein Modell vorgestellt (29), das die volkswirtschaftlich optimale Standortwahl für Windkraftanlagen onshore in Deutschland auf die Abwägung (trade off) von möglichst günstigen Erzeugungskosten des Windstroms, für welche die Windgeschwindigkeiten am Standort wesentlich sind, mit lokalen sozialen Nachteilen (local disamenities) für die Anwohner – Geräuschemissionen, Lichtreflektionen und „Disco-Effekte“, Landschaftsbeeinträchtigungen etc. – abstellt. Die sozialen Nachteile wurden auf Basis verschiedener empirischer Kostenschätzungen zu dem Thema als eine hyper­bolische Kostenfunktion abgebildet, die von den höchsten Kosten bei einem Mindestabstand von 800 m zu den Windkraftanlagen bis auf null ab 4.000 m Distanz ausgeht. Unterlegt wurde dies alles sodann mit deutschlandweiten GIS-Daten. Die so bezifferten sozialen Nachteile erweisen sich zwar als räumlich heterogener als die Erzeugungskosten, sind aber moderat positiv mit ihnen korreliert. Die Resultate zeigen sich zudem robust in Bezug auf Größe und Verlauf der Soziale-Kostenfunktion und können beeinflusst werden durch die Mindestabstände zu den lokalen Anwohnern oder Kompensationszahlungen. Im Ergebnis zeigt sich, dass „sozial optimal“ in diesem Sinn die Konzentration von Windkraftanlagen hauptsächlich an den küstennahen, aber schwächer besiedelten Regionen Nord- und Ostdeutschlands ist. Das bezieht die Braunkohlenreviere in Mittel- und Ostdeutschland mit ein, die Braun- und Steinkohlenreviere in Westdeutschland insbesondere wegen der größeren Bevölkerungsdichte und somit vielfach geringerer Distanzen jedoch nicht. Die Autoren räumen ein, dass ihr Modell nur eine recht grobe Näherung ist, spezifische lokale Bedingungen davon abweichen können und weitere Forschung mit Blick auf Akzeptanzfragen sowie auf das Energiegesamtsystem einschließlich des Verbunds mit anderen Energietechnologien und der Netzinfrastruktur wünschenswert erscheint.

Für vormalige Kohlestandorte auch in Westdeutschland spricht vor diesem Hintergrund, dass es sich um als Energiestandorte vorgenutzte Areale handelt, bei denen das Konfliktpotential mit den Anwohnern geringer bzw. der Akzeptanzgrad in der Regel höher sein dürfte als bei Neuerrichtung von Anlagen auf bis dahin nicht energiewirtschaftlich oder industriell genutzten Flächen oder gar in einer Kultur- oder Naturlandschaft, zumal damit eine wirtschaftliche Aufwertung von Brachgeländen verbunden sein kann, sofern keine anderen Nutzungsmöglichkeiten in Betracht kommen.

Ein weiterer wesentlicher geografischer Faktor bei der Windkraft ist der beträchtliche, im Vergleich zu konventionellen Energien weitaus größere Flächenverbrauch – gegenüber einem Kohlekraftwerk bei gleicher Erzeugungsleistung (ohne gesicherte Leistung) ist es der Faktor 1.780 (Annahme: 1.000 MW Kohlekraftwerk auf rd. 0,5 km² Fläche mit 80 % Auslastung im Vergleich zu Windanlagen mit 4 MW Nennleistung und durchschnittlich 20 % Auslastung, wovon dann 1.000 Stück aufgestellt werden müssten, Flächenberechnung siehe unten). Bildlich gesprochen: Statt der Fläche für etwa ein Fußballstadion wird die für nahezu 1.800 Stadien benötigt. Dieser enorme zusätzliche Flächenverbrauch ist jedoch unabdingbar, um den von der Windkraft insgesamt erwarteten Stromerzeugungsbeitrag sowie ihr Beschäftigungspotential durch eine große Vielzahl von Anlagen abrufen zu können.

Bislang wurden in Deutschland erst rd. 0,8 % der bundesweiten Fläche für die Nutzung der Windenergie in Anspruch genommen. Bis 2030 sollen für den weiteren Ausbau insgesamt 2 % planerisch reserviert werden. Das vom Bund schon 2013 eingerichtete Kompetenzzentrum Naturschutz und Energiewende (KNE) hat dazu 2022 folgende Erläuterung veröffentlicht, in der maßgebliche Aspekte des Flächenverbrauchs durch die Windkraft kompakt und instruktiv zusammengefasst werden (30): „Zwei Prozent der Landesfläche Deutschlands entsprechen einem Flächenumfang von rd. 715.000 ha. Im Vergleich mit den deutschen Siedlungs- und Verkehrsflächen, die … 14 % bzw. über 5 Mio. ha ausmachen, ist das deutlich weniger. Die 2 % umfassen zunächst auch nur die Flächenkulisse, in der Windenergieanlagen (WEA) stehen sollen, nicht die durch die WEA tatsächlich in Anspruch genommene Fläche. Wie viele WEA auf einer Fläche von 715.000 ha realisiert werden können, hängt grundsätzlich davon ab, wie „dicht“ die Anlagen gestellt werden können. Einerseits müssen sie einen gewissen Abstand zueinander halten, um Turbulenzen zu minimieren, welche eine erhöhte Materialbeanspruchung und einen höheren Verschleiß von „im Lee“ stehenden Anlagen mit sich bringen würden. Auch hersteller- und anlagentypspezifische Vorgaben zur Standsicherheit sind zu berücksichtigen. Andererseits sind die Abstände auch so zu wählen, dass Verschattungseffekte und gegenseitiger „Windklau“ minimiert werden, die zu geringeren Wirkungsgraden und damit Ertragseinbußen führen … Bezogen auf die durchschnittlich 2021 in Betrieb genommenen WEA mit 133 m Rotordurchmesser und 4 MW Leistung … ließen sich – auf einer Fläche von gut 83 ha –  bei einer idealisierten Modellanordnung von einer WEA im Zentrum und vier WEA im rechten Winkel mit den entsprechenden Faustformelabständen zueinander etwa 20 MW Nennleistung realisieren – pro Anlage wäre das ein Raumbedarf von rd. 16,5 ha. Bezogen auf die noch 1,2 % der Landesfläche, also rd. 430.000 ha, die noch ausgewiesen werden sollen, ließen sich demnach darauf theoretisch zirka 100 GW Leistung installieren … Allerdings muss berücksichtigt werden, dass die reale Flächenkulisse für die Windenergie nicht aus einer einzigen zusammenhängenden Fläche besteht, sondern aus einer Vielzahl unterschiedlich großer Einzelflächen. Auch ist die Landschaft nie idealtypisch, weshalb immer weiter einschränkende Faktoren hinzutreten, die einen Einfluss auf die Anlagenzahl und die realisierbare Leistung haben …“.

Das KNE betont zudem (31): „Je nach Region und vorherrschenden Windgeschwindigkeiten, nach Topografie und von Vegetationsstrukturen abhängiger „Rauigkeit“ der Landschaft kommen unterschiedliche Anlagentypen mit unterschiedlichen Generatorleistungen, Rotordurchmessern und Turmhöhen zum Einsatz. Die technologische Entwicklung geht dabei hin zu größeren Rotoren und höheren Leistungen. Neben dem Rotordurchmesser und den daraus resultierenden Abständen der Anlagen zueinander hat die jeweilige Flächengröße, der genaue Flächenzuschnitt sowie die Lage der Flächen im Raum – und damit zur Hauptwindrichtung – einen Einfluss auf die Anzahl und Leistung der in den Flächen zu errichtenden Anlagen … Der konkrete Vorhabenstandort muss auch mit Wege- und Leitungsinfrastruktur erschlossen werden. Der damit verbundene „Flächenzugriff“ muss über Verträge mit den Flächeneigentümern gewährleistet sein. Auch Abstandsregelungen zur Wohnbebauung …, Bauhöhenbeschränkungen oder Anforderungen des Immissions- und Denkmalschutzes können dazu führen, dass ausgewiesene Flächen nur teilweise nutzbar sind. Auf bestimmten Flächen kann die Errichtung von WEA auch aufgrund von Artenschutzkonflikten nicht realisiert werden. Wie Flächen konkret ausgenutzt werden können, ist also stark einzelfallabhängig und wird durch eine Vielzahl von Variablen beeinflusst, die z. T. erst auf Zulassungsebene relevant werden. Das reale Ausbaupotential ist somit geringer als oben berechnet. Das deckt sich auch mit Ergebnissen der Forschung … Die Ausnutzbarkeit planerisch gesicherter Flächen durch die Windenergie kann sowohl auf Planungs- als auch auf Zulassungsebene erhöht werden. Beispielsweise durch reduzierte bundeseinheitliche Mindestabstände zur Wohnbebauung und durch reduzierte Abstände zu Einrichtungen der militärischen und zivilen Flugsicherheit. Weitere Potentiale könnten erschlossen werden, wenn die Rotoren stets über die Grenzen der ausgewiesenen Flächen hinausragen dürften und lediglich die Fundamente bzw. Türme innerhalb der Flächen liegen müssten. Auch beim Artenschutz sind Regelungen möglich, die sich positiv auf die Ausnutzbarkeit von planerisch gesicherten Flächen auswirken können.“

Schließlich führt das KNE zur Frage der Bodenversiegelung aus (32): „Die Windenergienutzung auf einer Fläche ist keinesfalls mit einem vollständigen Flächenverbrauch oder gar Flächenverlust gleichzusetzen. Anders als bei der Ausweisung neuer Siedlungs- und Verkehrsflächen, die nach der Realisierung größtenteils versiegelt sind oder bei Tagebauen, die ebenfalls langfristige, komplette Flächeninanspruchnahme mit sich bringen, ist die Inanspruchnahme durch Windenergieanlagen anderer Natur. (Anmerkung der Autoren: Die Aussage der KNE ist zwar zutreffend, aber erwähnt nicht, dass bei stillgelegten Tagebauen und auch ausgedienten Halden eine sehr weitgehende Renaturierung möglich ist und in Deutschland auch erfolgt.) Sichtbar ist bei derzeit üblichen Anlagentypen eine Sockelfläche von ca. 100 m² als Teil des Fundamentes, auf dem der Turm steht bzw. montiert wird. Der gesamte Fundamentbereich mit dauerhafter Beeinträchtigung der Bodenfunktionen umfasst je nach Anlagentyp und Hersteller 350 bis 600 m². Der Bereich des Fundamentes, der über den Sockel hinausgeht, ist in der Betriebsphase größtenteils wieder mit Oberboden bzw. Schotter überdeckt. Dauerhaft teilversiegelt bleibt die ebenfalls zumeist geschotterte Kranstellfläche für die Errichtung der Anlage und für etwaige Reparaturen. Auf diese entfallen durchschnittlich ca. 0,15 ha pro Anlage und auf die Zuwegung durchschnittlich weitere 0,25 ha. Wo immer möglich, wird auf bestehende Straßen und Wege zurückgegriffen, die dann nur etwas verbreitert werden müssen. Pro WEA kann demnach von insgesamt weniger als einem halben Hektar an voll- und teilversiegelter Fläche ausgegangen werden. Bezogen auf den oben berechneten Raumbedarf von 16,5 ha pro Anlage macht die dauerhafte Flächen­inanspruchnahme nur 3 % aus. Die übrigen 97 % einschließlich der in der Bauphase benötigten Montage- und Lagerflächen (weitere ca. 0,4 ha pro WEA) sind in der Betriebsphase unversiegelt. Legt man die bis 2030 zu realisierende zusätzliche Windenergieleistung von 70 GW zugrunde und die aktuelle durchschnittliche Anlagenleistung, so ergeben sich 17.500 neue Anlagen mit einer (teil-)versiegelten Fläche von rd. 8.000 ha. Bezogen auf die zur Erreichung des 2 %-Ziels fehlenden 1,2 % der deutschen Landesfläche (knapp 430.000 ha) wären dies sogar nur 2 % an (teil-)versiegelter Fläche – demnach stünden 98 % der Fläche für die Errichtung von WEA nötigen Flächenkulisse weiterhin ohne Einschränkungen für die größtenteils land- und forstwirtschaft­liche Nutzung zur Verfügung.“

Sehr deutlich macht das KNE somit, dass es neben dem zwar zu relativierenden, aber zweifellos doch enormen Bedarf an zusätzlichen Flächen für den Ausbau von Windkraft Standorte mit unterschiedlicher Eignungsgüte gibt und dabei eine Vielzahl allein von geografischen Einflüssen und Restriktionen zu berücksichtigen ist, die eine differenzierte Einschätzung des Ausbaupotentials erfordern. In diesem Zusammenhang dürfte vormaligen Kohle­standorten, abgesehen von den schon angesprochenen Windverhältnissen, eine besondere Eignung zukommen, insbesondere aufgrund vorhandener Straßen-, Wege- und Leitungsinfrastruktur, zusätzlichen energiewirtschaftlichen Potentialen und des bereits bestehenden Flächenzugriffs. Realisierte Windprojekte auf Kohlestandorten belegen längst auch die gute Vereinbarkeit mit land- und forstwirtschaftlicher Nutzung.

Aus ökonomischer Sicht ist indes anzumerken, dass die KNE nicht auf allfällige Nutzungskonkurrenzen von Freiflächen für andere wirtschaftliche Zwecke, etwa für den Wohnungsbau, Verkehrsvorhaben, Gewerbeprojekte oder Freizeit- und Tourismusbelange und damit verbundene mögliche politische Zielkonflikte sowie auf die mit der Verknappung des insgesamt fixen Bestands von Flächen – für die Windkraft wie für andere Nutzungen – zu erwartende Steigerung der Bodenpreise eingegangen ist. Gar nicht angesprochen wird vom KNE der zusätzliche Flächenbedarf, der sich für den begleitend nötigen Infrastrukturausbau etwa der Verteilnetze, von Batterien oder von Speichermedien wie dem Wasserstoff und der dafür erforderlichen neuen Transportleitungen (oder bis dahin: konventionellen Back-up-Kraftwerken) ergibt.

Aus ökologischer Sicht werden ausgerechnet vom KNE erwartbare Konflikte mit dem Naturschutz oder den Interessen des Landschaftsschutzes für die Wohnanlieger bloß angedeutet und in den Kontext des Ausbaupotentials gestellt. Verwunderlich ist ebenso, dass vom KNE nicht ein Wort zur neueren Forschung bezüglich der Probleme des Windkraftausbaus für das Mikroklima der Standorte sowie die regionalen Wind- und Wetterverhältnisse ausgesagt wird. So ist ein ökologisch bedeutsamer, standortbezogener Dürreeffekt der Windturbinen durch die vor Ort hervorgerufenen Luftverwirbelungen nachgewiesen, was den vorherigen natürlichen Temperatur- und Feuchteausgleich beeinträchtigen und zu einer Austrocknung betroffener Böden führen kann. Darüber hinaus ist im Windschatten von Windparks eine Verringerung der Niederschläge beobachtet worden. Mit dem Fachbegriff „Terrestrial Stilling“ – oder laut DWD „globale terrestrische Windberuhigung – belegt worden ist des Weiteren das seit rd. 20 Jahren festgestellte Phänomen abnehmender Windgeschwindigkeiten über der nördlichen Hemisphäre, das einen Entzug natürlicher kinetischer Energie bedeutet und eine auffällige Korrelation mit dem bisher erfolgten Ausbau der Windkraft in bestimmten Regionen aufweist. Schon länger bekannt ist auch die gegenseitige Windabschattung räumlich kilometerweit entfernt voneinander stehender Windkraftanlagen durch Energieentzug und Wirbelschleppen, die sich durch den flächendeckenden Ausbau verstärken kann. Dazu erscheint weitere Forschung nötig und insbesondere Forscher aus China haben die Regierungen in aller Welt aufgerufen, sich ernsthaft um diese Thematik zu kümmern. In jedem Fall scheint es möglich, dass neben mikroklimatischen Effekten von Windkraftanlagen, deren Bedeutung parallel zum Flächenverbrauch für die Standorte zunehmen wird, sogar durchaus „großräumige atmosphärische Störungen in der Höhe bis zur Beeinflussung des Jetstreams und damit des Wettergeschehens verursachen, was zu langanhaltender Trockenheit, regionalen Dürren, aber auch Starkregenereignissen durch nicht wegziehende Regengebiete führen kann.“ (33) Es wäre fatal, wenn der vom Windkraftausbau erwartete Klimaschutzeffekt z. T. das Gegenteil bewirkt.

Bemerkenswert ist, dass das KNE zwar die regional erheblichen Unterschiede der Windverhältnisse anspricht, aber daraus keine Schlussfolgerungen für eine regional differenziertere Aufschlüsselung des 2 %-Ziels zieht. Wirtschaftlich sinnvoller erscheint nämlich eine Konzentration auf küstennahe Standorte, Höhenlagen und energetisch gut geeignete Freiflächen, wohingegen in Deutschland landeinwärts und in südlicher Richtung bei den erzielbaren Windkraftleistungen das klassische ökonomische Gesetz vom abnehmenden Grenzertrag durchschlägt und die Nutzung der Windenergie wirtschaftlich viel weniger Sinn ergibt. Doch noch fünf weitere wichtige Punkte im Kontext Flächenverbrauch hat das KNE sozusagen außen vor gelassen bzw. als „blinde Flecke“ behandelt.

So dürfte die von ihm thematisierte Versiegelung durch den Trend zu immer größeren und damit schwereren Anlagen und der dafür zusätzlich erforderlichen baulichen Maßnahmen am Standort bis hin zu den Voraussetzungen etwa im Straßentransport der Windturbinen nicht nur in der Summe, sondern auch standortbezogen tendenziell zunehmen. Selbstverständlich könnte rein technisch oft auch eine Entsiegelung der Flächen nach Ende der Betriebsdauer der Anlagen vorgenommen werden, was allerdings sehr aufwendig und teuer wäre und, wie bisherige Erfahrungen zeigen, oft unterlassen wird, was ein Altlastenproblem eigener Art mit den Betonfundamenten früherer Windkraftanlagen absehbar macht.

Des Weiteren sind die Ausführungen des KNE zum Flächenverbrauch zwar für sich genommen sachlich korrekt, aber erkennbar darauf angelegt, das politische 2 %-Ausbauziel argumentativ zu unterfüttern und den Flächenverbrauch auf die direkte Bodenbeanspruchung zu beziehen. Zwar ist es richtig, dass zwischen den Windkraftanlagen meist eine land- und forstwirtschaftliche Nutzung möglich ist. Doch eine Nutzung für Siedlungs- und Verkehrsflächen ist eben nicht mehr möglich. Daran gemessen fällt der von der Windkraft induzierte Flächenverbrauch deutlich größer aus als die 2 % an bundesweiter Landfläche, wie eine einfache und grobe, aber plausible Gegenrechnung zeigt. Bis 2040 sollen, so das korrespondierende politische Ziel, in Deutschland 102 GW Windkraft an Land zugebaut werden, was 25.500 Anlagen der 4 MW-Klasse erfordert, zusätzlich zu den vorhandenen knapp 29.000 Anlagen, für die in diesem Zeitraum ein Repowering zu erwarten ist, womit an sich die bisherigen 0,8 % modifiziert werden müssten, wovon hier aber abgesehen werden soll. Wie das KNE angibt, haben Anlagen der 4 MW-Klasse einen typischen Rotordurchmesser von 133 m. Somit müssen die Turbinen aus o. e. technischen Gründen zur Optimierung bzw. Verhinderung von gegenseitigen Leistungseinschränkungen gemäß der „8-D-Regel“ (achtfacher Rotordurchmesser) mindestens im Abstand von 8 x 133 = 1.064 m voneinander aufgestellt werden und es dürfen sich auch keine anderen dauerhaften baulichen oder natürlichen Hindernisse für den Winddurchfluss dazwischen befinden. Andere Abstandsgebote insbesondere zur Wohnbebauung und sonstige rechtliche Beschränkungen seien hier vernachlässigt. Bei wechselhaften Windverhältnissen gilt das auch seitwärts. So kann man als Flächenbedarf für jede einzelne Windkraftanlage einen Kreis mit dem Radius 532 m unterstellen. Die Kreisfläche errechnet sich als r² x π, in diesem Fall gilt also 0,532 km x 0,532 km x 3,142 = 0,889 km². Bei dann zusätzlich 25.500 Windkraftanlagen bundesweit wäre das eine Gesamtfläche von 22.670 km². Die Bundesrepublik Deutschland hat eine Gesamtfläche von 357.588 km². Allein der Zubau an Windkraftanlagen verbraucht somit fast 6,3 % der Bundesfläche, zusammen mit den schon belegten 0,8 % wären das demnach nicht 2 %, sondern 7,1 % (also gut das Dreieinhalbfache), eine recht große Differenz. (34) Entweder wird der Flächenbedarf für die politisch avisierte Zielkapazität also viel größer als angenommen und behauptet oder aber das Kapazitätsziel wird effektiv verfehlt werden, was wegen zu dichter Aufstellung der Anlagen oder anderer rein faktischer Nutzungsrestriktionen wahrscheinlicher sein dürfte.

Nicht einbezogen hat das KNE zudem ergänzende Flächenbedarfe für das wie oben erläutert mit der Windkraft zwingend verbundene, parallel auszubauende energiewirtschaftliche Gesamtsystem, nämlich Flächen für erforderliche Stromspeicher (Batterien, Pumpspeicher, Wasserstoffanlagen u. a. m.) und andere regenerative Stromerzeugungsanlagen (Solarstrom, Biomasse/-gas etc.) und/oder konventionelle Back-up-Kraftwerke zuzüglich deren jeweiligen Verteilinfrastrukturen. Darüber hinaus ist für all das zusätzliches Material und damit zusätzliche Rohstoffgewinnung im In- oder Ausland nötig, wie noch erläutert werden wird. Der Faktor Fläche wird beim Windkraftausbau demzufolge nicht nur durch die Anlagen isoliert beansprucht.

Schließlich hat das KNE auch keinen Blick auf den Boden unter den Flächen geworfen, sprich nicht die geotechnischen Voraussetzungen für den Bau von Windkraftanlagen und vor allem derjenigen für ihre Standsicherheit beleuchtet. Und nicht nur vom KNE, sondern auch bei der Politik scheint beim planerischen Ausbauziel von 2 % der bundesweiten Landesfläche der Untergrund der Flächen bisher wenig Beachtung gefunden zu haben oder aber die möglichen Probleme werden für relativ leicht lösbar erachtet. Das ist eine recht pauschale Annahme, die manche der hierzulande möglichen oder relevanten geotechnischen Schwierig­keiten übersieht.

Während bei Standorten des Kohlebergbaus der Untergrund nicht nur gut bekannt, sondern auch baulich erprobt und vielfach weitergehend erforscht ist und bei den vom Bergbau hinterlassenen „Landschaftsbauwerken“ wie Halden das aufgeschüttete Material zumindest in Deutschland bekannt und dokumentiert ist, lässt sich das pauschal für einen Großteil des geologischen Untergrunds der sonstigen Flächenkulisse der Windkraft an Land nicht so unterstellen, d. h. es werden vorab teils umfängliche geotechnische ­Untersuchungen erforderlich, bevor definitive Standortentscheidungen für Windkraftanlagen bzw. deren genaue Position, Größe und Design getroffen werden können. In jedem Fall gilt es, typische geologische (Boden-)Risiken durch geeignete geotechnische Maßnahmen oder eine andere Standortwahl zu vermeiden (Bild 5). (35)

Zur Erkundung der jeweiligen spezifischen Bodenbeschaffenheiten und eventuellen -risiken sind geotechnische Standortuntersuchungen unabdingbar, sei es durch Bohrungen, Drucksondierungen, In-situ-Messungen, z. B. mit Dilatometern, geophysikalische Erhebungen, Grundwassererkundungen und diverse Labortestverfahren. Für Windkraftanlagen kommt es insbesondere in Bezug auf die Stabilität der Fundamente sowie auf die Standfestigkeit bzw. Schwankungsspielräume der Türme unter wechselhaften Windbedingungen auf hinreichende geotechnische Voraussetzungen an.

Speziell die Fundamente müssen eine Reihe geotechnischer Funktionen gewährleisten. Grundlegende Stabilität gegenüber wetterbedingten und im Betrieb selbst erzeugten Schiebe- und Kippkräften, Bodentragekapazität, Mindeststeifigkeit, Dauerhaftigkeit, Zulassung von gewissen Hebungen, Steigungen und Setzungen (Deformationskapazität) sowie weitere statische Erwägungen. Die Stabilität ergibt sich hauptsächlich aus dem massiven Eigengewicht sowie den Oberböden bzw. der zusätzlichen Füllung der Fundamente. (36) Schwerkraftbasierte Streufundamente aus (Stahl-)Beton sind die bevorzugten Gründungsarten der Fundamente für Windkraftanlagen an Land. Bei weicherem Untergrund werden häufig tiefere Pfahlgründungen ergänzt, doch es gibt verschiedene weitere Halterungs- und Säulungskonzepte. Die typischen Fundamente von Windkraftanlagen hatten bis vor wenigen Jahren eine Breite von bis zu 20 m mit einem zylindrischen Sockel für den Turm in der Mitte, die bis zu 3 m in den Boden eingelassen werden. Neuere größere Anlagen steigern indes auch die Dimension der Fundamente. In jedem Fall müssen für jede Windturbine standortspezifische Lösungen gefunden werden. Werden die erforderlichen geotechnischen Anforderungen bei Design der Anlage und der Standortwahl missachtet, können die Folgen für die Standsicherheit fatal sein (Bild 6).

Für vormalige Kohlestandorte als Standorte für Windkraftanlagen gilt im Prinzip nichts anderes. Die geologischen Gegebenheiten in Deutschland haben in diesem Kontext häufig geotechnisch für den Einsatz der sogenannten Rüttelstopfverdichtung gesprochen, mit der in den Baugrund zur Erhöhung von dessen Tragfähigkeit mit Vibration niedergebrachte steinerne „Rüttelstopfsäulen“ (vibro stone columns) eingebracht werden. Das galt beispielsweise beim Windpark Königshovener Höhe (mit 21 Turbinen) in einem vormaligen Braunkohlentagebau, der teils mit Sand und Schlick aufgefüllt war, weshalb die Rüttelstopfsäulen bis zu 20 m in die Tiefe getrieben und zusätzliche Maßnahmen zur Bodenverbesserung durchgeführt worden sind. (37)

Auch auf den Bergehalden des früheren Steinkohlenbergbaus, auf denen Windkraftanlagen errichtet worden sind, wird dieses Rüttelstopfverfahren je nach den geotechnischen Erfordernissen zuzüglich bodenstabilisierender Elemente eingesetzt. Bei Windrädern speziell auf Halden kommt neben dem begrenzten Platz auf der Haldenkuppe als Besonderheit häufig je nach Größe, Material und eigener Topografie des Haldenköpers aus Stabilitätsgründen eine Platzierung nicht im Zentrum, sondern eher nahe der Böschung hinzu. Auch hier zeigt sich im Großen wie im Kleinen und gerade aus der Perspektive der Transition von Kohlestandorten, wie sehr letztlich die Nutzbarkeit der Windkraft von diversen geografischen Faktoren abhängt.

Umwelt- und Rohstoffprobleme der Windkraft

Auch in Bezug auf Umwelt- und Rohstoffprobleme ist eine differenzierte Betrachtung der „Öko-Energie“ Windkraft geboten. Unzweifelhaft weist die Windkraft große Vorteile in Bezug auf den Klimaschutz und die Luftreinhaltung in den Regionen ihrer Nutzung auf. Dem stehen allerdings einige Nachteile in Bezug auf andere Umweltaspekte sowie die Rohstoffproblematik gegenüber.

Verschiedene negative Umweltaspekte sind bereits angesprochen worden (Bodenversiegelung, Lärm/Infraschall, mikro- und eventuell sogar makroklimatische Effekte). Akute Konflikte mit dem Landschaftsschutz sowie dem Naturschutz und der Biodiversität werden öffentlich häufiger diskutiert, sowohl im Hinblick auf Eingriffe in die Flora, insbesondere Rodung von Waldgebieten, als auch die Fauna, z. B. Schäden für die Populationen von Greifvögeln, Fledermäusen und Fluginsekten. Ähnlich wie bei herkömmlichen Energie- und Industrieanlagen gibt es auch bei Windkraftanlagen Unfallrisiken mit Umweltgefährdungen. Zahlreiche Störfälle bei Windkraftanlagen sind dokumentiert (abgerissene Rotorblätter, brüchige oder umgeknickte Türme, Risse, Brände, Ölaustritt, Ausfall Steuerung, Explosion Batteriespeicher, Kollisionen mit Kleinflugzeugen), teils naturbedingt infolge von Sturm- oder Gewitterschäden, teils durch Material­ermüdung, technische Fehler oder menschliches Versagen. (38) Medial thematisiert worden ist in jüngerer Zeit als spezifisches Altlastenthema das bislang noch ungelöste Problem des Recyclings der Rotorblätter. Zwar können laut dem Branchenverband Wind Europe 80 bis 90 % der Bauteile einer Windkraftanlage wiederverwertet werden. Für die heute in der Regel carbon- und glasfaserverstärkten und mit Epoxidharzen verklebten Faser­verbundwerkstoffe der Rotorblätter gibt es aber noch keine ökologisch angepassten Verwertungswege. Nur vereinzelt gibt es Möglichkeiten des Schredderns. Als einzig im großen Maßstab hierzulande vertretbarer, aber sehr aufwendiger und auch nicht ganz rückstandsfreier Entsorgungsweg erscheint derzeit die thermische Verwertung, sprich das Verbrennen. Tatsächlich wird bis dato ein erheblicher Teil der in Deutschland stillgelegten Windkraftanlagen und ihrer Bauteile ins Ausland exportiert. Dort werden schließlich ausgediente Rotorblätter meist in Deponien vergraben, defekte Windräder mitunter sogar im Meer versenkt. Allein bezüglich gebrauchter Rotorblätter in Deutschland rechnet das Umweltbundesamt (UBA) in der nächsten Zeit mit einem Abfallaufkommen von rd. 15.000 t/a, als Gesamtabfall der EU aus Windkraftanlagen geht die Europäische Umweltagentur sogar von mehreren Millionen Tonnen aus. Dringend gefordert wird daher weitere Forschung und Entwicklung für den Auf- und Ausbau einer entsprechenden Recyclinginfrastruktur. (39)

Ein auch die Windkraft betreffendes Umweltproblem ergibt sich zudem aus dem in den elektrischen Schaltanlagen in relativ geringen Mengen (ca. 3 kg je Windkraftanlage) eingesetzten Isoliermittel SF₆ (Schwefelhexafluorid), das wegen seiner Unbrennbarkeit und anderer chemischer Eigenschaften zwar eine Reihe von Umweltvorteilen bietet und physiologisch als harmlos gilt, aber zugleich ein hochpotentes Treibhausgas darstellt (mehr als 23.000fach höhere Klimawirkung als CO₂), weshalb über dessen Verbot auf europäischer Ebene diskutiert wird. Entweichen kann das SF₆ durch Unfälle oder Materialschäden, vor allem aber beim Abriss von Anlagen. (40)

Alle genannten Umweltprobleme betreffen anteilig auch Windkraftanlagen auf Kohlestandorten und würden durch generelle Lösungen auch dort hinfällig oder aber verbleiben, solange diese ausstehen. Mit dem planmäßigen weiteren Ausbau der Windkraft verstärken sich selbstverständlich auch die jeweilige Problematik ebenso wie der Lösungsdruck, sodass technologische Lösungen hierfür, wo immer möglich, vorangetrieben werden dürften.

Nicht oder allenfalls sehr bedingt technologisch lösbar ist dagegen der mit dem Windkraftausbau einhergehende Rohstoffverzehr, der denjenigen konventioneller Stromerzeugungsanlagen deutlich übertrifft. Tabbert rechnet beispielhaft vor, dass für eine einzelne 3 MW-Onshore-Anlage von Enercon ca. 1.000 t Stahl, 73 t Gusseisen (Nabe), bis zu 29 t Verbundmaterialien, 12 t Kupfer, 3 t Aluminium und 2 t Seltene Erden (davon bis zu 600 kg Neodym) sowie je nach Gründungsart des Fundaments bis zu 6.000 t Beton eingesetzt werden müssen. Daraus abgeleitet hat er sodann den für die Gewinnung dieser Rohstoffe durchschnittlich erforderlichen Energie- (620 MWh) und Wasserverbrauch (1.200 bis 2.300 m³) sowie den sich gemessen am deutschen Strommix daraus ergebenden CO₂-Ausstoß (767 bis 783 t), der hauptsächlich aus der nötigen herkömmlichen Stahl- und Zementproduktion resultiert. Er verweist darüber hinaus auf den Abraum, die Abfälle und die Reststoffe, die bei der Gewinnung dieser Rohstoffe entstehen, etwa Arsen oder Schwefelsäuren beim Abbau von Kupfer, sogenannter Rotschlamm bei der Aluminiumherstellung, diverse Stäube und Säuren sowie radioaktives Strontium bei der Gewinnung von Neodym, die zudem sehr energieintensiv ist. (41)

Die besondere Umweltproblematik der Gewinnung Seltener Erden wie Neodym, die gegenwärtig zu annähernd 90 % in China erfolgt, ist an anderer Stelle gerade im Hinblick auf den Umschwung von Kohle zu erneuerbaren Energien schon näher beleuchtet worden. (42)

Dass der Rohstoffverbrauch von Windkraftanlagen je Megawatt Leistung über die gesamte Lieferkette betrachtet wesentlich höher ist als der von konventionellen Kraftwerken, hat bereits die Studie „Rohstoffe für die Energiewende“ von Misereor 2015 herausgestellt. Danach ist durch Windkraftanlagen z. B. der Verbrauch je Megawattstunde von Zement 15-mal höher, von Aluminium 50-mal höher und der von Eisen, Kupfer und Glas bis zu 90-mal höher als der von Kohlekraftwerken (Bild 7).

Des Weiteren stellen sich in den Ländern und Regionen, wo diese Rohstoffe abgebaut werden, häufig weitaus größere Probleme mit der Einhaltung von Standards für den Umweltschutz, Arbeitsschutz und sogar Menschenrechten als hierzulande. (43) Wie sich das inzwischen verabschiedete neue deutsche Lieferkettengesetz (Gesetz über die unternehmerischen Sorgfaltspflichten zur Vermeidung von Menschenrechtsverletzungen in Lieferketten) hierauf auswirkt, bleibt abzuwarten.

Was den zusätzlichen Flächenverbrauch durch die Rohstoffgewinnung zuzüglich Abraumhalden im In- und Ausland betrifft, müsste nach Tabbert der Flächenverbrauch der deutschen Windkraftanlagen schätzungsweise um +/- 10 % höher taxiert werden. Umgerechnet auf die Erzeugungsleistung eines Braunkohlentagebaus von z. B. 1.600 m² Tagebaufläche, aus dem in 20 Jahren 40 GWh Strom erzeugt werden könnten, ergibt sich ein mehr als 28-facher Flächenbedarf. Darin sind nicht die Flächen für die Rohstoffe eingerechnet, die zusätzlich für Netze und Speicher wie eine Batteriepufferung (Lithium, Kobalt, Nickel etc.) benötigt werden. Allerdings betrifft dies für die „Energieerzeugung ohne Löcher zu buddeln“ in Deutschland vorwiegend Abbauflächen und „große Löcher“ in ausländischen Bergbaugebieten. (44)

Bei einer solchen Gesamtschau unter Einschluss der Rohstoffgewinnung relativieren sich sogar die CO₂-Vorteile der Windkraft, zumindest im Vergleich zur Kohleverstromung mit CCS/CCU-Filterung. Tabbert setzt eine Filterleistung für Kohlekraftwerke von 90 % an. Ein halbwegs gut laufendes Windrad mit 2.000 MWh/a und mehr würde dann zwar immer noch über seine Lebensdauer rd. 3.000 t CO₂ einsparen können, bei einem schlecht laufenden Windrad mit nur 500 MWh/a wäre der CO₂-Vorteil dagegen null. Beim Vergleich zu Windkraft plus bisher verfügbaren Batteriespeichern und deren Rohstoffbilanz wäre der CO₂-Effekt in jeder realistischen Variante negativ, der CO₂-Ausstoß also höher. Bei Wasserstoff als Speichermedium für ergiebigen Windstrom ergäben sich dagegen weiter eine CO₂-Minderung, allerdings ein erheblich erhöhter Wasserverbrauch sowie zusätzlicher Flächenbedarf und immense Mehrkosten für den Aufbau eines landesweiten Wasserstoffnetzes mit ganz eigenen Sicherheitsrisiken für die Umwelt, ist doch Wasserstoff im Gemisch mit Sauerstoff wegen seiner Explosivität auch als Knallgas bekannt. (45)

Alle skizzierten Probleme im Zusammenhang mit der Rohstoffgewinnung für die Windkraft verschärfen sich in Zukunft nicht nur durch deren weiteren Ausbau in Deutschland, sondern potenzieren sich dadurch, dass die Windkraftexpansion zusammen mit der Energiewende auch in anderen Bereichen weltweit forciert werden und den Weg zur Klimaneutralität weisen sollen. Gemäß den Rohstoffinformationen der Deutsche Rohstoff-Agentur (DERA) bei der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) werden sich sämtliche Rohstoffverbräuche für die Windkraft weltweit bis 2040 gegenüber 2018 ungefähr verdreifachen (46), was die Verfügbarkeit und auch die Preise dieser Rohstoffe keineswegs unberührt lassen dürfte (Tabelle 3).

Dass die Energiewende nicht nur, aber auch bei der Windkraft ein „Rohstoffproblem bekommt“, und zwar wegen des zunehmenden Bedarfs an metallischen Rohstoffen und weiteren Spezialrohstoffen mit Verknappungen und neuen Abhängigkeiten von wenigen Lieferländern, wurde u. a. im Spektrum der Wissenschaft 2022 klar konstatiert. Lösungswege sind möglich, aber oft lang und unbequem wie etwa der (Wieder-)Aufbau eigener Bergbaukapazitäten in Deutschland und Europa sowie ein massiver Ausbau des Recyclings. (47)

Die Nutzung der Windkraft auf ehemaligen Kohlestandorten kann in diesem Kontext zumindest einen Beitrag zur Schonung knapper Ressourcen leisten. Ob bestehende Kohlekraftwerke und -bergwerke auch unter Berücksichtigung der CCS/CCU-Technologie energie- und klimapolitisch weiterhin für den Ausbau der Windkraft aufgegeben werden sollten, ist dagegen eine Frage, die noch einmal in einer Gesamtschau von Flächenverbrauch, Umwelt- und Rohstoffproblemen sowie den resultierenden volkswirtschaftlichen Kosten gründlich geprüft werden müsste.

Ausblick

Manche der geschilderten Probleme der Windkraft werden wahrscheinlich im Zuge des weiteren technologischen Fortschritts gelöst oder zumindest abgemildert. So wird beispielsweise an der Wiederverwertbarkeit von Rotorblättern intensiv geforscht und erste Lösungen erscheinen marktfähig, so das 2022 von Siemens Gamesa präsentierte Konzept des RecyclableBlade. (48)

In der Politik wird daran gearbeitet, die Rahmenbedingungen für den Ausbau der Windkraft zu verbessern und Hemmnisse zu beseitigen, wovon auch die Transition vormaliger Kohlestandorte, auf denen Windkraftanlagen geplant werden, profitieren kann. Das BMWK hat auf dem „Windgipfel“ am 23. Mai 2023 eine neue Windenergie an Land-Strategie vorgestellt, mit der die Ausbaudynamik gesteigert werden soll und Stellschrauben, an denen dazu noch gedreht werden müsse, herausgearbeitet. (49) Konkret sind zwölf Handlungsfelder vom BMWK benannt worden:

1. Ausbau mit dem EEG weiter fördern.
2. Geschäftsmodelle außerhalb des EEG flankieren.
3. Bestandsanlagen erhalten und Repowering beschleunigen.
4. Kurzfristig mehr Flächen mobilisieren.
5. Genehmigungsverfahren vereinfachen und beschleunigen.
6. Flächensicherung erleichtern.
7. Gesellschaftlichen Rückhalt stärken.
8. Wertschöpfung und Produktionskapazitäten in Deutschland stärken.
9. Fachkräfte sichern.
10. Transporte von Windenergieanlagen erleichtern.
11. Technologische Entwicklung voranbringen.
12. Stromnetzausbau und Windenergieausbau besser aufeinander ausrichten.

Einige dieser Maßnahmen werden bereits umgesetzt, für andere sollen möglichst bald gesetzliche Grundlagen geschaffen werden. Ehemalige Kohlestandorte dürften insbesondere bei den Punkten 4 bzw. 6 und 7 spezifische Vorteile bieten. Eine besondere Herausforderung für sie stellt dagegen der Punkt 9 dar, weil es hierfür gezielter Requalifizierungsmaßnahmen und Weiterbildungsprogramme bedarf. Was den Punkt 11 betrifft, so bedarf es generell einer verstärkten Forschungsförderung für alle Aspekte der Windtechnologie.

Für das Handlungsfeld 5 wie auch für die gerade mit Bezug auf Kohlestandorte angesprochenen Punkte 4, 6 und 7 ist es zudem sehr hilfreich, wenn bereits, wie z. B. in Nordrhein-Westfalen schon in Gang gebracht, die Landesentwicklungs- und Regionalplanung mit dem Ausweis geeigneter Flächen Vorprüfungen im Hinblick auf die Prüfung der Umweltverträglichkeit sowie der regionalen Windhöffigkeit durchführt und bestätigt.

Zur Lösung der mit der Windkraft verbundenen längerfristigen Probleme erscheint es darüber hinaus mehr als nützlich, wenn es gelänge, die Umweltstandards im internationalen Bergbau gerade bei den für Windkraftanlagen nötigen Rohstoffen zu erhöhen sowie überall die Kreislaufwirtschaft in diesem Sektor auszubauen und zu vertiefen.

Für das Handlungsfeld 8 ist es von großer Bedeutung, die Standortbedingungen nicht nur, aber auch für die Windkraft und deren Wertschöpfungsketten nachhaltig zu verbessern. Nur dann können die vom Ausbau der Windkraft erwarteten Beschäftigungspotentiale, die sich zum größten Teil aus der Herstellung der Anlagen und ihrer Komponenten ergeben, realisiert werden und dazu beitragen, auch wegfallende Arbeitsplätze im Kohlesektor zu kompensieren. Das erfordert allerdings einen umfassenderen wirtschafts- und energiepolitischen Strategieansatz zur Standortverbesserung, von international wettbewerbsfähigen Strompreisen und gesicherter Energieversorgung über Entlastungen bei Bürokratie und Auflagen bis hin zu Verbesserungen in der Aus- und Fortbildung von Fachkräften für die Zukunft.

Sehr wichtig sind darüber hinaus sorgfältige Prüfungen der Eignung von Windkraftstandorten. Für Nordrhein-Westfalen hat das Landesamt für Natur, Umwelt und Verbraucherschutz (LANUV) im Juni 2023 eine „Flächenanalyse Windenergie Nordrhein-Westfalen“ vorgelegt. (50) Diese kommt zwar zu dem Schluss, dass es ein landesweites Flächenpotential von etwa 3,1 % der Landesfläche gibt, welches für zusätzliche Windkraftanlagen genutzt werden kann. Damit wird der von Nordrhein-Westfalen im Rahmen des bundesweiten 2 %-Ausbauplanziels der Windkraft zu erreichende „Flächenbeitragswert“ von 1,8 % klar übertroffen. Somit besteht genügend Handlungs- und Gestaltungsspielraum für die Regionalplanung. Aber diese Analyse macht auch deutlich, dass die Möglichkeiten zum Windenergieausbau an Land regional keineswegs gleich verteilt sind und es je nach Planungsregion nötig ist, jeweils eigene spezifische Konzepte zu entwickeln und weitere planerische Erwägungen zu berücksichtigen. Diese Analyse geeigneter Flächenpotentiale beginnt mit zahlreichen Ausschlusskriterien für Siedlungs- und Verkehrsflächen, Gewässer, Infrastruktur – wozu auch die noch aktiven Braunkohlentagebaue im Rheinischen Revier gehören – militärische Belange, Flugsicherung, Wald (nicht generell), Natur und Landschaft, Artenschutz und Sonstiges, wozu anteilige Gemeindeflächen, zu kleine Flächen, Hangneigungen und auch zu schlechte Windverhältnisse zählen. Hingewiesen wird auch darauf, dass nicht pauschal als Ausschlusskriterien u. a. Natur-, Boden- und Baudenkmäler, Landschaftsschutzgebiete, laufende Flurbereinigungen, Rohrfernleitungen, Zuwegungen, Forschungsinfrastrukturen oder Reservegebiete für den oberirdischen Abbau nichtenergetischer Bodenschätze berücksichtigt sind. Über das so definierte Flächenpotential hat das LANUV dann seine GIS-technische Flächenanalyse durchgeführt, die ergibt, dass sich das Flächenpotential für den Windkraftausbau vor allem auf die Randbereiche Nordrhein-Westfalens konzentriert. So finden sich für viele Großstädte des Ruhrgebiets und an der Rheinschiene kaum Flächenpotentiale, während die größten Potentiale im östlichen Sauerland, in Teilen Ostwestfalens, im Nordwesten des Münsterlands sowie im westlichen Teil des Regierungsbezirks Köln einschließlich ehemaliger Braunkohlengebiete identifiziert werden. Bei der Interpretation der Ergebnisse müssen jedoch, so das LANUV, die „landesweite Perspektive und der damit verbundene Abstraktionsgrad berücksichtigt werden“. Durch die pauschale Bewertung von Ausschlusskriterien ohne Berücksichtigung von Einzelfällen und lokalen Besonderheiten gilt dies aber nur eingeschränkt für eine kleinräumige Betrachtung konkreter Flächen oder Projektplanungen. Die Flächenanalyse Windenergie NRW hat nicht den Charakter detaillierter Standortgutachten und kann Analysen auf lokaler Ebene oder projektbezogene Untersuchungen nicht ersetzen. Sie hat zudem keine Auswirkungen auf Planungs- und Genehmigungsverfahren vor Ort. (51) Somit können z. B. im Ruhrgebiet einzelne Haldenstandorte ebenso in der Betrachtung bleiben wie das Windkraftpotential eher ländlicher Teilräume etwa im Kreis Recklinghausen, während für dichtbesiedelte Großstädte wie Bochum vom LANUV fast kein Potential gesehen wird.