Neue Mehrertrags-Offensive

30.10.2026 | Veröffentlicht in Ausgabe 09-2026 | Druckvorschau

Foto: Ulrich Mertens, Atelier für Kunst und Fotografie

Delta-4000-Anlagentyp N175-6.x

Windturbinen erhöhen mit nochmals größeren Rotoren, offensiverer und klügerer Aussteuerung im Wind und mit Speichern die Ausbeute.

Tilman Weber

Reichweiten- und Leistungsdichteprimus einmal mehr: Am dicht mit reichlich Publikum durchströmten Messestand von Nordex in Hamburg ist die Botschaft auf den ersten Blick kaum zu sehen. Dessen ungeachtet scheint sie auf der Branchenschau Wind Energy ausweislich der zahllosen Besuchenden gut anzukommen. Um genauer hinzusehen: Tatsächlich blitzt in dieser realen Wimmelbildszene auf der Messe über die Besuchenden-Köpfe hinweg vom oberen Rand einer Leuchttafel die Neuheit „N193/7.X“ auf, die Turbine für „next level performance“. Der am Vortag bekannt gegebene Rekord-Turbinenflügelausgriff an Land beschert dem in Deutschland führenden Anlagenhersteller auch den zweiten Spitzenwert: die größte überstrichene Rotorfläche pro Turbinennennleistung.

Das neue Modell wird dessen nächstes Onshore-Turbinenflaggschiff. Seine Ankündigung erfolgt vier Jahre nach der Ankündigung des aktuellen Flaggschifftyps mit 175 Meter Rotordurchmesser. In zwei, drei gleitenden Entwicklungsstufen reizte Nordex bisher die für flexible Auslegungen bis 6,8 Megawatt (MW) gestartete N175 bisher auf 7,3 Megawatt (MW) aus. Mit 7,3 MW soll N193 an Schwachwindorten 14 Prozent mehr Elektrizität im Jahr ernten. Der Prototyp der N193 soll 2028 den Betrieb aufnehmen.

Modell N193 für „besten Kapazitätsfaktor“

Das Modell sei eine Ansage im weltweiten Wettbewerb. Es biete „den besten Kapazitätsfaktor“, sagt Ignacio Rada. Er ist Vice President in der Nordex-Gruppe für globale Produktstrategie. Der Kapazitätsfaktor misst die Auslastung einer Windenergieanlage, wie viele Volllaststunden sie rechnerisch in den auf- und abschwellenden Windströmungen im Jahr erreicht. Wichtig hierfür ist eine geringe Leistungsdichte: Umso mehr Windfläche die Turbine im Verhältnis zur Nennleistung abgreift, umso mehr nimmt bei guter Anlagensteuerung der Kapazitätsfaktor zu. 250 Watt nur muss die N193 pro vom Rotor überstrichenem Quadratmeter aus dem Windauftrieb holen, um auf Volllast zu fahren.

Damit würde N193-7.3 MW die zum Zeitpunkt der Hamburger Messe im Regierungsentwurf zum Erneuerbare-Energien-Gesetz für 2027 (EEG 2027) geplante Netzanschlusskappung bei 280 Watt pro Quadratmeter Rotorfläche vermeiden. Darüber hinaus gehende Kapazität sollen Netzbetreiber demnach nicht mehr anschließen. Die Überhangkapazität müssten Windparkbetreibende wohl fürs Laden von Batteriespeichern oder für netzunabhängiges Beliefern anderer Energienutzungen wie nahe gelegener Elektrotankstellen einsetzen.

Bei Nordex bestimmten allerdings Überlegungen auf Basis des Entwicklungsstandes der Turbinenbauplattform Delta 4000 die Produktentwicklung: Konkret setzten die Ingenieure in der F&E-Einheit für Forschung und Entwicklung zwar auch neu designte oder mit verstärkten Strukturen angepasste Getriebe ein, die das größere Drehmoment aus dem größeren Rotor aufnehmen und physikalisch in die Turmstrukturen ableiten. Doch ließen sie eine ähnliche Rotordrehzahl wie beim N175-Modell zu, um das Drehmoment zu begrenzen. So werden sich Blattspitzengeschwindigkeit des weiter ausgreifenden Rotors und mit ihr die Schallwerte etwas erhöhen. Die Anlage sei für internationale Potenzialflächen mit weniger Windlasten als an den oft durch turbulente Strömungen bestimmten deutschen Projektstandorten optimiert, sagt Rada. „Außerdem zählte, dass wir im Rahmen unserer Bauplattform Delta 4000 bleiben – weshalb wir zum wiederholten Male auf mehr Rotor statt mehr Nennleistung zurückgriffen.“

14 Prozent Mehrertrag soll der Rekordrotor einer Windturbine an Land mit 193 Meter Durchmesser bei Nordex einfahren – im Vergleich zur 18 Meter weniger ausgreifenden N175.

Um Windlasten und Geräuschemissionen freilich auch für deutsche Standorte zu managen, nutzt Nordex erneut eine Vielzahl an Betriebsmodi und eine frisch angepasste Feinsteuerung der Turbine. Technisch betrachtet regeln die branchenweit inzwischen üblichen Modi die Rotordrehzahlbegrenzungen, auf den Generator rückwirkende Umrichtertaktungen oder Stellwinkel von Maschinenhaus und Rotorblättern zur Windströmung. Ein für Deutschland wichtiger Einstellmodus der N193 mit einem Schallleistungspegel von 108,2 Dezibel (dB(A)) würde die Nennleistung auf zunächst 6,6 MW begrenzen. Zum Vergleich: Der Schallpegel beim heutigen Standard-Mode der N175 auch in Deutschland ist 107,7 dB(A) für 7,0 oder 7,3 MW.

Der neue Rotor erfordert auch neue Türme. Nordex plant sie ganz aus Stahl für Nabenhöhen von nur 114,5 Meter auf ausländischen turbulenzarmen Spezialstandorten sowie für 130 Meter – und in Beton-Stahl-Hybridbauweise für 181 Meter Nabenhöhe, vorerst aber nicht für die Spitzennabenhöhe der N175 von 199 Metern. Weil Nordex die Turbinenbauplattform Delta 4000 ohnehin mit einem umfangreichen Turmportfolio versieht, werden die Produktentwickler auch für die N193 noch weitere Nabenhöhen folgen lassen.

Doch geben solche Maße noch keine Auskunft über eine für alle Windturbinenbauer wichtige Entwicklung: Angeregt auch von deutschen Reformdebatten arbeite Nordex „sehr intensiv an einer strategischen Roadmap Speicher und Hybrid Controller “, sagt Mirco Groth. Der Leiter des Produktmanagements bei Nordex treibt die Entwicklung eines technologischen Angebotes für die sogenannte Hybridisierung der Nordex-Windparks voran. Ein digitales Energiemanagementsystem werde Netzregelleistung liefern lassen oder im „Arbitragehandel“ bei niedrigen Stromhandelspreisen auf Batterieladen und bei hohen Preisen auf Netzeinspeisung umstellen. „Unsere Anlagen sind Speicher-ready, wir arbeiten bereits mit unseren Kunden an projektspezifischen Lösungen weltweit“, sagt Groth.

Vestas vergrößert Rotor um zehn Meter

Das sprichwörtliche Déjà-vu ist am ebenfalls stark besuchten Messestand von Vestas zu erleben. Auch die Vestas-Ingenieure haben zur Blattverlängerung bei kaum veränderter Drehzahl, höherer Blattspitzengeschwindigkeit und leicht zunehmendem Drehmoment gegriffen. Um ihr nächstes Flaggschiff V182-7.2 MW aus der Bauplattform Enventus auszugliedern, hat Vestas einen leicht abgeänderten Triebstrang eingebaut, wie Jens Kück erklärt. Der Senior Vice President Sales für die Kundenregion Nord- und Zentraleuropa nennt den zu Ende kommenden Jahres mit einer Prototyperrichtung vorgesehenen Design-Schritt von der aktuellen Flaggschiff-Turbine V172-7.2 MW den „nächsten logischen Schritt, die Stromgestehungskosten zu senken.“

Während bei Nordex die breite Bauplattform vom Anlagentyp N133-4.8 MW bis zur N193-7.3 MW künftig fünf Rotorgrößen trägt, gliedert Vestas die vierte Rotorgröße aus. Ebenso entsteht hier eine Anlage „für Wettbewerb im globalen Markt“: Mit einem Schallleistungspegel von 109 dB(A) soll sie die Turbinenauslastung an nicht schallbegrenzten internationalen Standorten auf einen ein bis zwei Prozentpunkte höheren Kapazitätsfaktor steigern. In Deutschland sieht Vestas einen auf höchstens 107,5 dB(A) schallreduzierten Modus sowie weitere schallreduzierte Modi bis unter 100 dB(A) bei etwas weniger Nennleistung vor.

Die Leistungsdichte von nur 277 Watt pro Quadratmeter vom Rotor durchfahrener Luftströmung sei eher Zufall. „Es gab noch keinen EEG-2027-Entwurf, als wir uns auf die V182 festgelegt hatten“, sagt Kück. Umso mehr zählt die fortgesetzte Industrialisierung der Anlage: Ein insgesamt leichterer Triebstrang soll Enventus-Errichtungen mit kleineren Kränen ermöglichen. Wie bei anderen Vestas-Designänderungen zuvor soll die neue Komponente auch im vorangegangenen Modell V172 zum Einsatz kommen, um die Herstellung auf Basis höherer Stückzahlen zu industrialisieren. Das Maschinenhaus bleibt unverändert – mit rechts angebautem 40-Fuß-Container. Er trägt die ausgelagerte Elektrik vom Umrichter bis zum Transformator.

4-5 ausgegliederte Rotorgrößen haben die Vestas- und die Nordex-Bauplattformen Enventus und Delta 4000.

Derweil lässt nun Vensys die vor zwei Jahren angekündigte Anlage Vensys 175 Gestalt annehmen: für Deutschland bei hierzulande üblichen 160 Meter Nabenhöhe auf 7,5 MW zugelassen, auf einem Turm für 145 Meter Nabenhöhe mit bis zu 7,8 MW, für größere Nabenhöhen ist derzeit eine Nennleistung von bis zu 7,3 MW geplant, so erklärt es Sebastian Hauck, Vertriebsleiter der deutschen Vensys Energy AG, die zu 70 Prozent dem chinesischen Windturbinen-Konzern Goldwind gehört. Das Unternehmen aus dem Saarland kann darauf aufbauen, dass der Mutterkonzern die Anlage innerhalb seiner schon bewährten Sieben-Megawatt-Plattform ausgelegt hat. Die Vensys 175 ist allerdings gezielt für Anforderungen im europäischen Markt entwickelt. Speziell Schall- und Leistungsmodi sowie Turbinensteuerung sind an europäische Standards angepasst.

Den deutschen Typenprüfbescheid für die Vensys 175 mit 160 Metern Nabenhöhe nahmen die Vensys-Repräsentanten direkt vor der Messe und symbolisch noch einmal auf der Messe in Empfang. Die Ausführung mit 172 Metern Nabenhöhe und einer Nennleistung von 7,3 MW soll Anfang 2027 folgen.

Vensys 175: geringe Drehzahl, viel Leistung

Dank nur neun Rotordrehungen pro Minute bei Volllast und hohen Drehmoments soll die Turbine auch auf Nennleistung von 7,8 MW Schall von höchstens 106,6 dB(A) verursachen. Nach ersten Prototyperrichtungen in Österreich in den vergangenen zwei Jahren sollen bis Dezember 2026 drei weitere Anlagen in Bayern und Nordrhein-Westfalen den Betrieb aufnehmen. Die Wertschöpfung soll in wichtigen Bauteilen europäisch sein, mit Rotorblättern aus Spanien, Umrichter und Elektrik aus Vensys-eigener Fertigung in Niedersachsen.

Eine speziell auf eine mögliche gesetzliche Leistungsdichtebegrenzung von 280 Watt pro Quadratmeter optimierte Variante werde Vensys in den kommenden Wochen vorstellen, heißt es aus der Unternehmensstrategieabteilung des Unternehmens. Die Vensys-Strategen zielen aber alternativ auch auf Betriebskonzepte mit Speicher. Mit einer seit zwei Jahren vermarkteten Niederspannungseinheit auf einer Venskid genannten Montageplattform für Niederspannungsverteilung, Transformator und zum Einbinden eines Batteriespeichers erforderlichen Schnittstellen bietet Vensys ein beim Windparkbau montierbares System an. Anders als bei Wettbewerbsanlagen ziehen die elektrischen Einheiten nicht ins Maschinenhaus nach oben. Gemäß einem jüngeren Branchentrend setzen F&E-Abteilungen anderer Windturbinenbauer die Elektrizität nämlich hinter dem Generator schon auf Mittelspannung hoch. So müssen sie viel weniger Strom durch den Turm leiten, mit viel kleineren Kabeldurchmessern und weniger elektrischem Verlust.

Vensys hat diesen Schritt nicht getan und sieht damit eigene Speicherprodukte im Vorteil: direkt an den Gleichstromzwischenkreis des Vollumrichters angebunden erspart es zusätzliche Umwandlungsstufen und ihre elektrischen Verluste. Vorteile sind auch kurze Kabelwege, die gemeinsame Nutzung eines Transformators durch Windkraftanlage und Batteriespeicher, sowie, dass Kunden die Wartung des elektrischen Systems mitsamt Speicher an einen Dienst aus einer Hand vergeben können.

Enercon: E-175 mit erhöhtem Jahresertrag

„Wind und Storage“ heißt die 2025 eingeführte Antwort bei Enercon. Für das über eine eigene Produktmanagementeinheit betriebene Angebot designen Steuerungsentwickler und Marktexperten Enercons individuell auf Windpark-Betriebskonzepte ausgelegte Speicher. „Wir ermöglichen den Speicherbetrieb als Änderung der Erlösstrategie, die beispielsweise Bedarf und Kostenmanagement industrieller Großabnehmer einbezieht“, heißt es am Messestand. Ziel sollen Betriebsstrategien sein, die „nicht 24/7 durchlaufen, sondern nur, wenn sich ein optimaler Use zwischen Kilowattstunden erzeugen und Verschleiß senken ergibt.“

Zum Beratungs- und Technologieausrüstungsdienst gehören eine Systemberatung sowie Bau, Einrichtung und Wartung des Umspannwerks, des Batteriespeichers und der Hybrid Controller genannten „smarten“ digitalen Steuerung. Sie soll automatisiert den Windparkbetrieb, Taktungen der Lade- und Entladevorgänge sowie auch das über den Umrichter zu steuernde Einhalten der Netzanforderungen aufeinander abstimmen. Auch die kombinierte Einspeisung aus Speicher und Turbine auf sogenannte – die Stromqualität im Netz stützende – Systemdienstleistungen gehören zu dieser Digitalisierungs-Dienstleistung. Ein erstes Großprojekt hierzu unterzeichnete Enercon auf der Messe: Mit dem Cuxhavener Windparkentwickler PNE will Enercon den 98-MW-Windpark Beerfelde bei Berlin mit einem 32-MW-Batteriespeicher für 70 Megawattstunden entwickeln und bauen.

280 Watt-pro-Quadratmeter überstrichener Rotorfläche beträgt die maximale sogenannte Leistungsdichte, die das EEG 2027 noch vollständig fördern könnte, wenn die Novelle so verabschiedet wird.

Vorgesehen sind hierbei 14 Anlagen des aktuellen Flaggschiffmodells E-175 EP5 E2. Kurz vor der Messe hatte Enercon vermeldet, dass die Turbinendesigner dessen Einzelblattverstellung sowie die Kühlung von dessen Generator verbessert haben. Nach der Felderfahrung des Generatorbetriebs aus dem Prototypbetrieb seit April 2025 können die 7,0-MW-Anlagen dadurch den Jahresenergieertrag „im Schwachwindbetrieb“ um bis zu 5,5 Prozent steigern, wie Produktmanager Timo Müller erklärt. Künftig wolle sein Team noch mehr Erzeugungsreserven herausholen. „Wir wollen mit der prozentualen Erhöhung des Jahresertrags gerne zweistellig werden“, sagt Müller. Die als Yield Optimized Mode bezeichnete Neueinstellung der Steuerung und eventuelle Nachrüstungen an den Turbinen müssen Enercon-Kunden als Extra bezahlen.

Die Flaggschiffanlage behält so ihre Leistungsdichte von 291 Watt pro Quadratmeter Rotorfläche knapp über dem politisch anvisierten 280-Watt-Netzlimit bei. Sie hat bereits eine Leistungserhöhung von 6 auf 7 MW hinter sich – durch das Neudesign des Ringgenerators mit zehn Meter Durchmesser und nur einem halben Meter dicken Außenläufer. Dessen großer Radius erlaubte eine sehr hohe Anzahl an Magneten und erhöhte so das Drehmoment für die höhere Leistung. Für das Sechs-MW-Modell E-175 EP5 E1 mit dem vorherigen Generator hatte Enercon schon im September 2025 ein Plus im Jahresertrag um bis zu 5 Prozent bekannt gegeben, nach einer Nennleistungserhöhung auf 6,3 MW. Hier senkt der Yield Optimized Mode die Geräuschemissionen um ein Dezibel. Die Yield+-Kraftkur soll ein Angebot nun auch für niedrigere Enercon-Leistungsklassen werden.

Windturbinen genauer in den Wind stellen

Windturbinen aggressiver unter höheren Betriebslasten oder durch genauere digitalisierte Steuerung klüger in den Wind zu stellen, heißt auch anderswo die Devise. Siemens Energy war den Schritt, mit denselben Turbinenabmaßen mehr aus dem Wind herauszuholen, schon Ende 2024 gegangen. Aus einer Turbine mit den 6,6 MW Nennleistung des 2021 errichteten Prototyps mit 170 Meter Rotordurchmesser war das Modell 7.0-170 geworden. Die Windenergietochter Siemens Gamesa habe in einer Quality Task Force das Modell auf Schwächen und Leistungsreserven durchgeprüft und mit „zu 85 Prozent neu designten“ Anlagenbauteilen bestückt, erklärte der für Deutschland zuständige Onshore-Vertriebsleiter Gunnar Liehr auf der Messe Husum Wind im September 2025: mit überarbeitetem Antriebsstrang, neu designten Blattlagern mit lasttragender Stützwirkung aufs Hauptlager, der Steuerung aus der Siemens-Gamesa-Offshore-Windkrafttechnik und mit leicht höherer Rotordrehzahl von bis elf pro Minute: bei 107 statt 106 dB(A). Die gründliche Fortentwicklung der Onshore-Flaggschiffanlage war nach einem Verkaufsstopp im September 2023 wegen technischer Probleme erfolgt.

Schon 2022 hatte Siemens angekündigt, die Anlage im nächsten Entwicklungsschritt mit 7,0 MW auszulegen. Die Neudesigns an der Anlage nach dem Verkaufsstopp haben gemäß der Ankündigung des Herstellers aus dem vergangenen Jahr nun zu einer komplett neuen Anlage geführt. Der Sieben-MW-Prototyp solle noch in diesem Jahr in Betrieb gehen, sagt Liehr nun – ein Jahr später auf der Hamburg Wind Energy. Nach einer Nullserie 2027 werde 2028 die Serienfertigung starten. Vorgesehen sind kleinere Türme in kompletter Stahlzylinderbauweise, sowie für 165 und 185 Meter Nabenhöhe im Beton-Stahl-Hybridbau.

Siemens Energy: Windpark „hybridisieren“

Vorrangig setzt Siemens Energy darauf, dass der deutsche Onshore-Windmarkt ein Geschäft vor allem für begrenzte Flächen bleiben wird, die mit guter Stromernte punkten. Eng bewirtschaftete Netzkapazitäten „dürften eher eine zeitlich begrenzte politische Rahmenbedingung sein“, sagt Liehr. Auch Siemens Energy setzt deshalb auf ein „Hybridisieren“ der Kundenwindparks mit Anlagen, die flexibel viel Ertrag einfahren können. Die variabel einstellbaren Anlagen der Sieben-Megawatt-Plattform ließen zum Beispiel einen Betrieb in Anfangsjahren auf 7,0 MW Nennleistung zu und das Absenken der Einspeisenennleistung nach Zubau von Speichern für geänderte Einspeisebedingungen. Das Programm werde mit dem Siemens-Energiemanagementsystem Omnivise „unterschiedliche Strategien fahren lassen“, sagt Liehr.

Das vom niedersächsischen Salzbergen aus die Produktentwicklung für den europäischen Markt steuernde GE Vernova verfolgt erklärtermaßen den nun darauf konzentrierten Kurs, die Anlage der sogenannten Cypress-Plattform mit 164-Meter-Rotor auszureizen. Jedes Jahr werde GE „neue Funktionen mit Mehrwert“ einführen, kündigte der Verkaufsleiter für Nordeuropa Marcas Breatnach im Juli auf einer Kundenveranstaltung an. Als solcher Mehrwert galt zuletzt eine durch ein Zertifikat des Ingenieurdienstes DNV bescheinigte überdurchschnittliche Qualitätsabsicherung zur Rotorblattfertigung.

5,5 Prozent mehr Jahresertrag durch einen kostenpflichtigen Yield optimised Mode bietet Enercon ohne Änderung der Turbinenmaße für die E-175 an.

GE Vernovas Cypress mit höherer Leistung

Nun folgt eine Nennleistungserhöhung von 6 auf 6,5 MW der aktuell größten Cypress-Turbine mit 164 Meter Rotordurchmesser. Diesen Schritt hatte das Unternehmen noch Monate vor der Messe bekannt gegeben. GE Vernova erreiche das Leistungsplus durch verstärkte Baustrukturen am Turm und der Blattlager. Die Anlage richte die Pitch-Systeme zum Blattausrichten im Wind klarer aus, ohne mehr zu pitchen, deutet Klaus Rogge an, der Leiter für Strategien zum Verbessern des Kundennutzens.

„Wegen der Gesetzgebung“ in Deutschland, gelte es für künftige Entwicklungsschritte dieser Cypress-Anlage allerdings abzuwarten, „was dort der nächste Schritt sein wird“, sagt Rogge. Ein Cypress-Modell mit 158-Meter-Rotor hatte GE schon von 5,8 auf 6,3 MW ausgereizt. Nun steht der Prototyp der 6.5-164 für kommenden Sommer an, ihr Verkauf hat begonnen. Eine Vernova-Sparte für Speichersysteme werde die Hybridisierung des Windparkbetriebs in Angriff nehmen.

Ming Yang: Anlage für europäische Zwecke

Das chinesische Ming Yang gilt als am weitesten fortgeschritten, wenn es um die Markteinführung eines Turbinenmodells für Europa durch Unternehmen aus dem weltgrößten Windkraftmarkt geht. Das für nordeuropäische Standorte geplante Modell Myse 175-8.0 startet in einer Auslegung für außergewöhnlich kräftige Luftströmungen und sehr hohe Turbulenzen – „zum Beispiel für dicht bestellte Flächen in Schottland“, sagt der Sprecher des Europageschäfts Philipp Pfefferle. Anders als bei Windturbinen für China werde die Anlage „nicht auf geringen Capex ausgelegt sein“ – nicht auf kostengünstige Anschaffung. „Wir zielen lieber auf hohen Jahresertrag“, sagt Sascha Erbslöh, Forschungs- und Entwicklungsleiter für Europa bei Ming Yang.

Die Blattlager seien zunächst überdimensioniert, um die Anlage künftig für Schwachwindstandorte mit den nächsten Rotorgrößen auszustatten. Zulieferer des Hauptlagers soll ein deutsches Unternehmen sein. Die Rotorblätter werden mit Carbonfaserelementen (Kürzel: CFK) verstärkt sein – ein seit Jahren bekanntes, aber bisher unüblich gebliebenes teureres Verfahren. Ming Yang hat die sonst rein aus Glasfaserkunststoff gefertigten Blattschalen mit einem besonders dünnen Profil im äußeren Blattviertel designt und mit CFK versteift. Für schallempfindliche Standorte wie in Deutschland üblich werde voraussichtlich ein leistungsreduzierter Betrieb bei 6,6 MW mit 106 dB(A) erfolgen, so ist bereits zu erfahren, Unterm Strich bewirkt diese Variante damit eine Auslegung auf 274,4 Watt Leistungsdichte pro Quadratmeter.