Knapp 165 Meter ragt der Gittermast im Windpark bei Schipkau, 30 Kilometer südwestlich von Cottbus, in die Höhe. Bereits in einigen Wochen soll die dann höchste Windkraftanlage der Welt Strom erzeugen. „Im November nehmen wir den Turm in Betrieb“, sagt Jochen Großmann, Geschäftsführer der Dresdener Gicon-Gruppe. Dann soll die mit einer 3,8-Megawatt-Turbine bestückte Anlage zwei Drittel mehr Strom erzeugen als ihre halb so hohen Nachbarn. Für die hohe Effizienz sorgt der starke, gleichmäßige Höhenwind ohne Windschatten.
Noch ist offen, ob der Sprung in bisher unerreichte Höhen der Onshore-Windkraft mehr Schwung verleihen wird. Großes Potenzial sieht die Bundesagentur für Sprunginnovationen (Sprind) und fördert die Baukosten mit 25 Millionen Euro. „Wenn es sich rechnet, könnte es eine vielversprechende Geschichte werden“, sagt Andreas Reuter, Leiter des Fraunhofer-Instituts für Windenergiesysteme (Iwes) in Bremerhaven.
Bis zu 1000 Höhenwindräder
„Mit unserem Prototyp sind wir noch nicht im Markt“, räumt Großmann ein. Er ist aber zuversichtlich, dass im Lauf des kommenden Jahrzehnts bis zu 1000 Höhenwindräder installiert werden könnten. Konkret fasst er zunächst fünf Anlagen der Acht-Megawatt-Klasse als Pilotwindpark sowie anschließend etwa 100 Anlagen ins Auge. Da sie in bereits bestehenden Windparks gebaut werden sollen, könnten sich eventuelle Probleme mit der Akzeptanz in Grenzen halten.
„Forschungsfreundlich sind wir hierzulande auf jeden Fall“, sagt Großmann. Doch beim Übergang in den Markt hinke man hinterher. Anders als Deutschland und Europa nutzten China und die USA ihre großen Binnenmärkte, um aus Prototypen schneller marktreife Anlagen zu entwickeln und dann in den Weltmarkt zu bringen. Dabei seien auch Fehler erlaubt.
Schwimmenden Plattformen für größere Wassertiefen aus China
Eine ähnliche Strategie verfolgte China bereits bei der Entwicklung und Fertigung von Solarmodulen. Parallelen finden sich heute bei Offshore-Windkraftanlagen mit 20 Megawatt Leistung und mehr. Von Goldwind über Dongfang Electric bis Ming Yang Smart Energy erproben chinesische Unternehmen ihre Offshore-Riesen unter realen Bedingungen auf dem Meer. In Europa ist lediglich Siemens Gamesa in dieser Leistungsklasse vertreten. Seinen 21,5-Megawatt-Prototyp SG 21-276 DD mit 276 Meter Rotordurchmesser testet das Unternehmen derzeit im dänischen Østerild. Aber man wolle erst zu einem späteren Zeitpunkt entscheiden, ob es zu einem wirtschaftlichen Produkt weiterentwickelt werden könne. Besonders spektakulär klinkte sich Ming Yang Smart Energy vor zwei Jahren in den Offshore-Sektor mit schwimmenden Plattformen für größere Wassertiefen ein.
Einen völlig anderen Ansatz für schwimmende Windkraftanlagen verfolgt das von der EU geförderte Projekt Verti-Go. Die Anlage mit senkrechter Drehachse nutzt Wind aus allen Richtungen. Mit gerade einmal zwei Megawatt Leistung soll sie ab 2029 auf offener See unter Federführung des schwedischen Unternehmens Sea Twirl und des University College Cork in Irland erprobt werden. Die Entwickler erwarten dank eines tief liegenden Schwerpunkts eine höhere Seefestigkeit mit einem leichten und zugleich günstigeren Schwimmkörper. Kostenvorteile könnten zudem in einem geringen Wartungsaufwand liegen, denn Offshore-Reparatureinsätze sind sehr kostspielig.
Windenergie erfindet Elektrotechnik quasi neu
So sticht die Floating-Technik – Offshore-Windkraft auf schwimmenden Fundamenten – derzeit mit den ungewöhnlichsten Entwicklungen heraus. Lässt dagegen auf den etablierten Windkraftsektoren – an Land und auf dem Meer – die Innovationsfreude nach? „Ganz und gar nicht“, sagt Reuter. Eine besonders starke Dynamik sieht er in der Regelungstechnik von Windkraftanlagen. Je mehr sie leisten, desto anspruchsvoller ist die Kontrolle über die fluktuierenden Stromflüsse. So muss bei der Einspeisung die Stabilität des Stromnetzes garantiert und die Frequenz möglichst exakt bei 50 Hertz gehalten werden. „Dazu wird gerade unter hohem Zeitdruck entwickelt“, sagt Reuter. Oft müssen zwei bis drei Jahre Vorlauf ausreichen, bis die optimierten Prozesse eingesetzt werden sollen. Damit das zuverlässig funktioniere, werde die Elektrotechnik quasi neu erfunden.
Ein weiteres Beispiel im Iwes-Portfolio ist das Projekt Next Gen, in dem ein neuer Generatortyp für Windkraftanlagen mit direkt angetriebenem Rotor entwickelt wird. Die ausgeklügelte Anordnung der elektromagnetischen Komponenten ermöglicht leichtere Generatoren bei zugleich höheren Wirkungsgraden. Mit bis zu 90 Prozent weniger Material als in aktuellen Maschinen mit Direktantrieb ließen sich Größe und Gewicht der Generatoren deutlich reduzieren.
Hoffnung auf grünen Offshore-Wasserstoff
Noch vor wenigen Jahren herrschten große Hoffnungen auf günstigem, grünem Wasserstoff aus Offshore-Windstrom. Doch Unsicherheiten bei Nachfrage und Regulatorik, hohe Preise sowie fehlende Investitionen haben die Entwicklung stark ausgebremst. Immerhin konnte das deutsche Leitprojekt H2 Mare Ende 2025 erfolgreich abgeschlossen werden.
Die Pilotanlage auf einer Plattform vor Helgoland kombinierte Windräder mit einem Elektrolyseur, nutzte eine Anlage zur Meerwasserentsalzung und produzierte aus Kohlendioxid klimafreundliche Flüssigtreibstoffe: sogenannte E-FuelsSynthetische Kraftstoffe (daher auch Synfuels genannt), die mithilfe von Strom aus Wasser und CO2 erzeugt werden.Synthetische Kraftstoffe (daher auch Synfuels genannt), die mithilfe von Strom aus Wasser und CO2 erzeugt werden.. Das Ergebnis: die Kombination aus Wind und Elektrolyse ist technisch machbar. Doch in diesem Sommer wurde die Anlage in ihre Komponenten zerlegt und wieder nach Bremerhaven verschifft. Dagegen hat die niederländische Pilotanlage des Projekts Poshydon – 13 Kilometer vor der Küste – im Juli 2026 ihren Betrieb aufgenommen. Mit Strom aus einem benachbarten Offshore-Windpark wird Meerwasser entsalzen und mit einer Ein-Megawatt-Elektrolyse Wasserstoff erzeugt. Wie viel dieser grüne Wasserstoff kostet, wird der Testbetrieb in den kommenden Monaten zeigen.