Wer in den Genehmigungsverfahren für Windkraftanlagen die technischen Detaildaten sucht, stößt auf eine Mauer aus Marketing-Broschüren und geschwärzten Datenblättern. Die Hersteller geben die Werte preis, die ihnen nützen – und verschweigen die, die Fragen aufwerfen.
Wir haben die offiziellen Datenblätter für die beiden derzeit in Neuinstallationen meist verwendeten Anlagentypen zusammengesucht: den Vestas V172-7.2 MW und den Enercon E-175 EP5 E2. Es sind schon als einzelne Installationen mächtige Industrieanlagen mit riesigen Maßen, enormen Gewichten, Platzbedarf und Zufahrtswegen. Das Ergebnis ist ernüchternd – und es zeigt, dass Vergleiche beim Infraschall mit einem Trampolin völlig absurd sind.
Das Rotorblatt: Ein Elefant in der Luft
Das offizielle Enercon-Technische-Datenblatt für den E-175 EP5 nennt die Blattlänge exakt: 85,98 Meter. Das Material: „GFK (glasfaserverstärkter Kunststoff), CFK (kohlenstofffaserverstärkter Kunststoff), Balsaholz, Schaumstoff“ – also ein Verbundwerkstoff, der bei Erosion an der Vorderkante jährlich mehrere Kilogramm Mikroplastik und PFAS von der Beschichtung freisetzt.
Beim Vestas V172-7.2 MW gibt der Hersteller den Rotordurchmesser mit 172 m und die überstrichene Fläche mit 23.235 m² an – Blattlänge ~84 m, Gewicht in der Größenordnung von 25–30 Tonnen pro Blatt.
Ein einziges Blatt wiegt so viel wie zwei ausgewachsene Elefanten. Bei einem Windpark mit 25 Anlagen wären das 75 Blätter mit einem Gesamtgewicht von rund 2.100–2.600 Tonnen – in der Luft, rotierend, über Wohngebieten und Ackerland.
Die tatsächliche Drehzahl: Was die Leistungsspezifikationen verraten
Die „Nenndrehzahl“ ist nicht dasselbe wie die tatsächlich erreichte Drehzahl. Die Hersteller geben in ihren Datenblättern nur Sollwerte an, die im Volllastbetrieb geregelt werden. Die realen Betriebsdrehzahlen hängen von der Windgeschwindigkeit ab und variieren in einem weiten Bereich.
Die Genehmigungsunterlagen vom Landkreis Augsburg enthalten das offizielle technische Datenblatt für den E-175 EP5 E2 – und dort stehen die Werte, die die Marketing-Broschüren nicht zeigen:
Technische Daten E-175 EP5 E2 (aus dem Datenblatt)
- Nennwirkleistung 7.000 kW
- Rotordurchmesser 175 m
- Einschalt-Windgeschwindigkeit 2,5 m/s
- Nennwindgeschwindigkeit 11,6 m/s (simulierter Wert, leistungsoptimierter Betrieb)
- Abschalt-Windgeschwindigkeit 25 m/s (10-min-Mittel)
Drehzahlen (aus dem Datenblatt)
- Minimale Betriebsdrehzahl 2 U/min (Einspeisung beginnt)
- Solldrehzahl (Volllastbetrieb) 9 U/min
Die entscheidenden Details: „Drehzahl, bei der die Einspeisung beginnt.“ – 2 U/min
„Drehzahl, auf die im Volllastbetrieb der Windenergieanlage geregelt wird. Sie liegt etwas über der Nenndrehzahl, bei der zum ersten Mal die Nennleistung erreicht wird. Auf diese Weise wird sichergestellt, dass die Drehzahl bei kurzzeitigen negativen Schwankungen der Windgeschwindigkeit nicht unter den zum Erreichen der Nennleistung notwendigen Drehzahlbereich abfällt. Bei Böen kann die Drehzahl kurzzeitig über die Solldrehzahl ansteigen.“
Die Überschreitung kann allerdings erheblich sein, denn offenbar ist die maximale Drehzahl 16 U/min, laut Daten, die dem Landkreis Augsburg verfügbar gemacht wurden:
Blattdurchlauffrequenz (BPF) des E-175 EP5 E2
Bei 3 Rotorblättern ergibt sich die BPF aus der Drehzahl:
- 2 U/min ergibt 0,1 Hz
- 4,6 U/min (min. Betriebsdrehzahl, je nach Turm) 0,23 Hz
- 9 U/min (Solldrehzahl) 0,45 Hz
- 16 U/min (max. Drehzahl) 0,8 Hz
Geschwindigkeit an der Spitze des Rotorblatts (d = 175 m, U = 0,55 km, km/h = 3,6*m/s):
- 2 U/min ergibt 66 km/h
- 4,6 U/min (min. Betriebsdrehzahl, je nach Turm) 152 km/h
- 9 U/min (Solldrehzahl) 297, km/h
- 16 U/min (max. Drehzahl) 528 km/h
Meine persönlichen Beobachtungen von Enercon 175 und anderen Anlagen zeigen, dass Drehzahlen von 10 bis 15 U/min durchaus im Normalbetrieb erreicht werden.
Die BPF des E-175 EP5 E2 liegt im Betrieb zwischen 0,1 Hz und 0,8 Hz – also genau in dem Bereich, den die schwedische Studie in Applied Acoustics, Vol. 243 (2026) als problematisch identifiziert hat. Die Studie betonte ausdrücklich, dass ihr Messequipment nur bis 1 Hz reichte, die eigentliche Blattdurchlauffrequenz moderner Großanlagen aber bei 0,1–0,8 Hz liegt.
Das heißt: Die Hauptemission beider Anlagentypen liegt unterhalb der Messgrenze bisheriger Untersuchungen. Die Genehmigungsbehörden rechnen mit Werten, die sie gar nicht erfassen können.
Beim Vestas V172-7.2 MW liegen die Drehzahlen in der gleichen Größenordnung – die Leistungsspezifikation aus dem UVP-Verbund zeigt die Power Curve, aber die Drehzahl wird nicht explizit als Tabelle angegeben.
Turm und Fundament: Beton in der Größenordnung von Wohnhäusern
Die Vestas-Übersichtszeichnung für den V172-7.2 MW mit 175 m Nabenhöhe – offiziell im Genehmigungsverfahren Löwitz-Westz veröffentlicht – nennt den Fundamentdurchmesser mit ⌀33 m (HGWL) bzw. ⌀26 m (LGWL). Das ist kein kleines Betonfundament, das ist eine Betonplatte mit dem Durchmesser eines Fußballfeldes.
Die offizielle Enercon-Produktseite nennt drei Turmvarianten:
-
112 m Nabenhöhe (Stahlrohrturm, Gesamthöhe 199,9 m)
-
132 m Nabenhöhe (Hybrid-Stahlturm, Gesamthöhe 220 m)
-
162 m Nabenhöhe (Hybridturm, Gesamthöhe 249,5 m)
Betonmengen: Die belegten Zahlen
Vestas und Enercon geben die Fundamentbetonmengen nicht in ihren offiziellen Datenblättern an. Die Werte stammen aus Genehmigungsunterlagen, Projektabrechnungen und Fachpublikationen – also aus der Praxis, nicht aus der Marketing-Abteilung.
Die belastbarsten Quellen:
Die australische Fachpublikation Practical Assessment of Mass Concrete Construction for Wind Farm Projects in Remote Sites (Canto & Hetherington) liefert die konkretesten Zahlen für Anlagen der 7-MW-Klasse:
„eine bis zu 4 m dicke Fundamentplatte aus Stahlbeton, die zur Aufnahme der einwirkenden Lasten bis zu 850 Kubikmeter Beton und 110 Tonnen Bewehrungsstahl umfassen kann.“
Für 5–6 MW-Anlagen nennt die Quelle:
„ein achteckiges Betonfundament mit einer Grundfläche von 20 bis 24 Metern. […] Fundamente dieser Größe erfordern zwischen 550 und 850 Kubikmeter homogen eingebrachter Beton. Die Bewehrungsmengen für diese Fundamente würden von 60 Tonnen pro Fundament bei einem kleineren, schwach bewehrten Fundament bis zu 110 Tonnen pro Fundament bei einem größeren, stärker bewehrten Fundament reichen.“
Die RPT-Berichterstattung zum Windpark Gomadingen (Vestas V162, 6,2 MW) nennt konkret:
-
800 m³ Beton pro Fundament
-
100 Tonnen Bewehrungsstahl
-
2.000 Tonnen Eigengewicht des Fundaments
-
Durchmesser 24,5 m, Stärke 2,9 m in der Mitte
Durch die Produktion von 100 Tonnen Stahl und die Tonnen von C02 2000 Tonnen Beton produziert werden, wird natürlich da Klima enorm geschützt. Nicht wahr?
Die Wiki-Wind-Seite zu Fundamenten sammelt Werte aus konkreten Genehmigungsanträgen:
Vestas V126-3,3 MW 1.690 t Beton
- Vestas V150-4,2 MW 1.500 t Beton 130 t Stahl
- Nordex N149 1.500 t Beton 130 t Stahl
- Nordex TS125 1.600 t Beton 360 t Stahl
- Enercon E125, 7,5 MW 3.500 t Beton
Fundamente für Vestas V172-7.2 MW und Enercon E-175 EP5 werden mit Fundamentdurchmesser ~24–26 Metern angegeben.
Zur Einordnung: Das Fundament einer einzigen V172-Anlage verschluckt 1.300–2.000 Tonnen Beton plus 60–110 Tonnen Bewehrungsstahl. Bei 25 Anlagen in einem Windpark wären das 33.000–51.000 Tonnen Beton, die in die Landschaft gegossen werden – und am Ende des Lebenszyklus als Sondermüll entsorgt werden müssen.
Der Turm selbst wiegt 300–500 Tonnen Stahl pro Anlage.
Die Gondel: Ein Flüssigkeitslager in 200 Metern Höhe
Hier wird es heikel, denn die Hersteller halten sich mit genauen Angaben zurück. Aber die Struktur ist klar:
Der Vestas V172-7.2 MW hat laut offiziellem Datenblatt ein Getriebe mit zwei Planetenstufen – es ist also kein Direktantrieb. Das bedeutet: Getriebeöl + Hydrauliköl + Kühlmittel = eine Gesamtmenge von rund 1.800–3.600 Litern pro Anlage.
Der Enercon E-175 EP5 ist dagegen ein getriebeloser Direktantrieb mit Permanentmagnet-Generator. Kein Getriebeöl, dafür größere Kühlmittelkreisläufe – insgesamt 1.200–2.300 Liter pro Anlage.
Bei unserem Windpark mit 25 Anlagen wären das 30.000–90.000 Liter Öl und Kühlmittel, die in der Gondel stecken – in 200 Metern Höhe, über Ackerland und Wohngebieten. Glykol-basierte Kühlmittel sind wasser- und bodengefährdend. Die Betreiber geben keine belastbaren Daten über die tatsächlichen Leckageverluste heraus – aber Hydrauliksysteme verlieren durch Dichtungen und Verschleiß ständig kleine Mengen, und bei Gondelbrand oder Blattbruch können hunderte Liter auf einmal austreten.
Abrieb, Mikroplastik und PFAS: Die unsichtbare Belastung
Das ist der Punkt, der in Genehmigungsverfahren komplett unter den Tisch fällt:
- Blattkanten: Ein Rotorblatt verliert durch Erosion an der Vorderkante mehrere Kilogramm Material pro Jahr. Bei 25 Anlagen: 75 Blätter × mehrere kg = hunderte Kilogramm Mikroplastik pro Jahr, das über Wind und Niederschlag in Boden und Wasser gelangt. Das Blattmaterial besteht aus GFK/CFK, Balsaholz und Schaumstoff – alles Kunststoffe, die bei Abrieb als Mikro- und Nanopartikel freigesetzt werden.
-
PFAS: In Windkraftanlagen finden sich PFAS-haltige Materialien in Schmierstoffen, Dichtungen, Kabelisolierungen und Beschichtungen. Bei Abrieb und Alterung werden diese in die Umwelt freigesetzt. Die Mengen sind pro Anlage klein, aber über 25 Anlagen und Jahrzehnte summieren sie sich.
-
Kohlefaser: Moderne Blätter enthalten Kohlefaser, die bei Abrieb als lungengängige Fasern freigesetzt werden kann – ein Thema, das bislang kaum untersucht ist.
Der Spezialist Fraunhofer IWES schreibt dazu in seiner Broschüre:
„Die Rotorblattspitzen einer Windenergieanlage erreichen im Volllastbetrieb eine Geschwindigkeit von über 300 km/h. Regentropfen wirken bei dieser Geschwindigkeit wie Schmirgelpapier auf der Oberfläche. Bereits kleine Schäden verursachen eine punktuelle Aufrauhung der Oberflächen, die den Ertrag mindert und die Wirtschaftlichkeit beziehungsweise die Lebensdauer der gesamten Anlage beeinträchtigen.“
Deshalb haben Fraunhofer und andere Berater Beschichtungen entwickelt, die für Schutz und Reperatur verwendet werden können. Sie enthalten allerdings PFAS und andere giftige Substanzen.
Die elektrische Anlage: Mittelspannung in 250 Metern Höhe
Die Vestas-Daten nennen einen Full-Scale-Umrichter und eine Frequenz von 50/60 Hz. Der Permanentmagnet-Generator erzeugt Niederspannung (ca. 690–1.000 V), die über einen Transformator in der Gondel auf 20–33 kV Mittelspannung hochtransformiert wird.
Das bedeutet: Bei großen Anlagen wird der Transformator oft in der Gondel montiert, um Verluste zu minimieren. Mittelspannung von bis zu 33 kV wird also in 200–250 Metern Höhe geführt, bevor sie über das Turmkabel nach unten geht. Bei 7,2 MW Nennleistung sind das Ströme von über 1.000 Ampere bei 690 V – entsprechend massiv sind die Kabelquerschnitte.
Die Bilanz einer Anlage mit 25 Windrädern
- Rotorblätter 3 × 25–35 t 75 Blätter; Summe:~2.100–2.600 t
- Beton im Fundament 1.320–2.040 t, Summe: 33.000–51.000 t
- Bewehrungsstahl 60–110 t; Summe: 1.500–2.750 t
- Turmstahl 300–500 t, Summe: 7.500–12.500 t
- Gondel mit Ausrüstung 250–350 t Summe: 6.250–8.750 t
- Öl + Kühlmittel 1.200–3.600 L Summe: 30.000–90.000 L
- Mikroplastik-Abrieb mehrere kg/Jahr; Summe: hunderte kg/Jahr
- Elektrische Spannung bis 33 kV
- Blattdurchlauffrequenz: 0,1–0,8 Hz; kohärente Überlagerung möglich
Das ist ein industrieller Großausbau mitten in einer Kulturlandschaft – mit allen Implikationen für Infraschall, Bodenversiegelung, Mikroplastik, PFAS und die thermische Beeinflussung des Mikroklimas.
Der Infraschall: Das größte Problem
Infraschall bei Windkraftanlagen ist kein bloßes „Nebenprodukt“, sondern eine direkte Folge der dynamischen Interaktion zwischen den Rotorblättern und der Atmosphäre.
- Der Strömungsabriss (Stall): Wenn die massiven Rotorblätter die Anlage passieren, erzeugen sie Turbulenzen. Besonders kritisch ist der Moment, in dem ein Blatt den Turmschatten durchquert. Hier ändert sich der Anströmwinkel schlagartig, was zu einem impulsartigen Druckaufbau führt. Ein Luftpolster knallt gegen den Turm.
- Die periodische Verdrängung: Jedes Mal, wenn ein Rotorblatt den vertikalen Turm passiert, wird die Luftmasse zwischen Blatt und Turm schlagartig komprimiert und wieder entspannt. Dies erzeugt einen kräftigen Druckimpuls, der sich weit über das Gelände ausbreitet.
- Die Blattspitzenwirbel: An den Enden der Rotorblätter entstehen Wirbel, deren Frequenzspektrum weit in den Bereich des Infraschalls hineinreicht. Diese Wirbel werden durch die Rotation der Blätter moduliert und als niederfrequente Druckwellen in die Umgebung abgegeben.
Die schwedische Validierungsstudie in Applied Acoustics, Vol. 243 (2026) hat gezeigt, dass moderne Großanlagen Infraschallpegel erzeugen, die deutlich über denen älterer, kleinerer Anlagen liegen. Die Autoren – darunter Professoren der Universität Uppsala – berichteten selbst von Schlafstörungen und Migräne nach Exposition bei über 95 dB im 1-Hz-Band über 4 Stunden.
Die Studie dokumentiert auch den atmosphärischen Wellenleiter-Effekt: Bei nächtlichen Inversionswetterlagen können die Pegel in 5 km Entfernung um bis zu 15 dB höher liegen als tagsüber. Das sind die Bedingungen, unter denen die Anwohner in der Nähe eines solchen Windparks leben würden.
Anlagen mit diesen Rotorgeschwindigkeiten und Gewichten produzieren Infraschall mit Wellenlängen von 0,43 bis zu 3,500 Kilometern in der Luft und von seismischen Wellen in Boden mit Wellenlängen von 2 bis zu 15 Kilometern im Boden. Sie breiten sich über zig Kilometer aus und werden kaum gedämpft. Sie können mit Häusern und und anderen Bauwerken in Resonanz treten und dann den Infraschall innerhalb des Gebäudes durch Aufschaukelung sogar mit mehr Energie ausstrahlen.
Die Wirkungsvektoren des Infraschalls auf Mensch und Tier sind bereits sehr gut erforscht und dokumentiert.
Wie errechnen sich die 3000 Tonnen im Titel?
Ich rechne für die Enercon E-175 EP5 E2 mit 162 m Nabenhöhe (249,5 m Gesamthöhe) und die Vestas V172-7.2 MW mit 175 m Nabenhöhe:
- Rotor (Nabe + 3 Blätter) ~90–120 t
- Gondel ~250–350 t
- Turm ~400–600 t
- Summe oberhalb Fundament ~740–1.070 t
- Fundament (Beton + Stahl) ~1.300–2.000 t
- Gesamtgewicht ~2.040–3.070 t
Das realistische Gesamtgewicht eines Windrads mit dem zweithöchsten Turm liegt also bei rund 2.000 bis 3.000 Tonnen.
Die RPT-Berichterstattung zum Windpark Gomadingen nennt für die Vestas V162 mit 6,2 MW und 166 m Nabenhöhe (Gesamthöhe 250 m) konkrete Zahlen:
„Das Ergebnis: 2.000 Tonnen Eigengewicht, 24,5 Meter im Durchmesser und 2,9 Meter Stärke in der Mitte. Obendrauf steht später der 166 Meter hohe Turm – inklusive Maschinenhaus und drei Rotorblätter, der zusammen mit dem Fundament eine Nabenhöhe der Anlage von 169 m ergibt. Also nochmal rund 1.000 Tonnen schwer. Unterm Strich trägt das Fundament gut 3.000 Tonnen.“
Das ist der beste verifizierte Praxiswert:
- Fundament allein: 2.000 t
- Turm + Gondel + Rotor: ~1.000 t
- Gesamtgewicht: ~3.000 Tonnen
Das deckt sich mit meiner Rechnung für die V172/E-175-Klasse mit vergleichbarer Nabenhöhe. Die Gomadingen-Anlage (V162) ist etwas kleiner als die V172, aber die Größenordnung ist identisch.
Alles was Sie über Windkraft wissen müssen in einem Buch:
-
Die Windkraft-Lüge. Was Windräder in Wahrheit anrichten Dr. Peter F. Mayer, Torsten Engelbrecht. TKP Verlag, 1. Auflage 2026. Paperback ISBN 978-3-9506363-0-7.
Quellen und Links: zu Maßen und Gewichte der Windräder
Und noch ein Hinweis zu den Zahlen: Die offiziell verifizierten Werte sind: Rotordurchmesser, Blattlänge (85,98 m bei Enercon), überstrichene Fläche, Nabenhöhen, Fundamentdurchmesser (33 m/26 m bei Vestas), Nennleistung, Cut-in/Cut-out, Getriebe-Konfiguration und die exakten Drehzahlen des E-175 EP5 E2 (2–16 U/min).
Die Fundamentbetonmengen sind keine Herstellerangaben, sondern Praxiswerte aus Genehmigungsverfahren, Bauprojekten und Fachpublikationen – die Spanne von 550–850 m³ (≈ 1.300–2.000 t) für die 7-MW-Klasse ist durch die australische Fachpublikation und das deutsche Praxisbeispiel Gomadingen gut belegt. Nicht offiziell verifiziert sind: Blattgewichte, Turmgewichte, Öl- und Kühlmittelmengen sowie Wartungsintervalle – hier habe ich Branchenwerte für Anlagen dieser Klasse angegeben. Die Größenordnungen stimmen, aber die Hersteller geben diese Details nicht frei. Und genau das ist das Problem: Die Öffentlichkeit soll zustimmen, aber die Daten, die für eine echte Bewertung nötig wären, bleiben in den Datenblättern der Konzerne verborgen.
Links zu früheren TKP-Beiträgen zum Thema finden Sie unterhalb 👇
Unsere Arbeit ist spendenfinanziert – wir bitten um Unterstützung.
Folge TKP auf Telegram oder GETTR und abonniere unseren Newsletter.
Die Physik des lautlosen Schreckens: Infraschall bei Windkraftanlagen
Herzschäden durch Infraschall von Windrädern: Mainzer Studie jetzt offiziell im Springer-Fachorgan
Herzinfarkt vom Windrad durch Infraschall: Hier sind die Wirk-Mechanismen im Überblick
12 Kommentare
„Wind und Sonne schicken keine Rechnung “ postulierte u.a. einst Werner Kogler. Der wichtige Zusatz müsste lauten: „solange man keinen Strom damit erzeugt“.
Diese riesigen Bauwerke sind natürlich willkommene Projekte für Eisen- und Betonlieferanten und somit der Stoff, aus dem gerne mal gewisse nicht ganz einsehbare Refundierungen in die Politik fließen. Das müsste letztlich das entscheidende Argument pro Energiewende sein und wie schon seit immer übernehmen die nachfolgenden Generationen die Zeche.
Danke für die eindrucksvolle Recherche und das neue !!!
Betrog’ne Betrüger –
Es scheint der Lug durch alle Ritzen,
der Trug derer, die oben sitzen
und alle die ins Unglück lenken,
die sind zu faul zum selber Denken./
Dann steht die Pleite vor der Tür
derer, die Blind in ihrer Gier,
zu dem Trugschluß sich führen ließen,
dass Subventionen ewig fließen./
Doch das allein ist nicht genug,
gesteigert wird der Selbstbetrug
derer, denen gar nicht auffällt,
die schlimmste Lüge dieser Welt./
Wer auf Klimaquatsch fällt herein,
muss wirklich extrem dusslig sein
oder denkt sich, ich bin Konsorte,
hol‘ mir ein Stück der Umwelttorte./
Doch ist irgendwann aus der Traum,
die Umwelttorte war nur Schaum,
der Konsorte, der hat den Schaden,
das Volk muss den dann mitausbaden./
Wer bei dem Lügenbrei mitmischt,
den die Staatsmacht täglich auftischt,
zählt am Ende nicht zu den Siegern,
nur zu den betrog’nen Betrügern.
„Das Material: „GFK (glasfaserverstärkter Kunststoff), CFK (kohlenstofffaserverstärkter Kunststoff), Balsaholz, Schaumstoff“ – also ein Verbundwerkstoff, der bei Erosion an der Vorderkante jährlich mehrere Kilogramm Mikroplastik und PFAS von der Beschichtung freisetzt“
Der Kunststoff sind Epoxidharzsysteme, die hochtoxisches Bisphenol A enthalten. Damit werden die Glasfasern und Kohlefasern (meist zu Geweben oder Gelegen verarbeitet) imprägniert. Die PFAS befinden sich in der windschlüpfrigen Beschichtung der Rotorblätter, im „Gelcoating“.
Wenn man das ganze Alternative-Energien-Chaos in BRDien mal genau analysiert, dann fehlt ein Abnehmer zu den Spitzenerzeugungszeiten, der das Delta abnimmt und in andere Energiequellen umwandelt, z.B. Treibstoffe, die Schwacherzeugungszeiten abfedern könnten. Da wäre z.B. die Erzeugung von Methan (einfache Speicherung und Verflüssigung) oder LANGkettigen Silizium-basierten Treibstoffen, die auch mit Stickstoff verbrennen können und damit Düngerrohstoffe erzeugen (Nitro ist wohl auch beliebt zum Tunen von Motoren).
ABER Wasserstoff ist mit die dümmste Idee, aufgrund der äußerst aufwändigen Verflüssigung, aufgrund der leichten Diffusion durch die Behälter und Rohre, der Bildung von Knallgas bei Austritt, usw. usf.
Es macht dann doch mehr Sinn gleich den Strom als Wärme irgendwo in der Erde zu speichern.
Alle diese Umwandlungen der Energie haben natürlich einen relativ schlechten Wirkungsgrad, aber das ist meines Erachtens immer noch billiger, als Strom zu exportieren und doppelt draufzuzahlen.
Es wird Zeit, dass wir in Sachsen und anderswo in den Gebieten zur Neuaufstellung endlich unsere eigenen Treibstoffe aus den eigenen Überkapazitäten erzeugen. Wie sonst kann man jemals auf einen grünen Zweig kommen, wenn man bei den erzeugten Überkapazitäten, die ja da sind(!), händeringend Abnehmer sucht und jeden Preis für deren Abnahme noch draufzahlt?
Die dummen grünbrauen Transenatlantiker sind einfach nur noch eine Zumutung für dieses Land!
Also eigentlich kann man das, wenn überhaupt, nur mit der Einflugschneise eines Flughafens vergleichen. Da wissen wir auch bereits, dass das den Leuten schadet. Und der DLR hat für Flugplätze auch bereits Maßnahmen zur Wirbelschleppen Auflösung vorgeschlagen. Leider sind diese Maßnahmen nicht umsetzbar bei Windrädern.
Ergo kann man nur Anbauflächen vor den Wirbelschleppen und der damit einher gehenden Dürre versuchen bodennah abzuschotten, um den Wasserverlust über die Aufwinde zu begrenzen. Eine kleine Steinmauer um einen Baum herum bewirkt da schon etwas. Feldwege mit Alleen Baumreihen zu versehen wäre ein nächster Schritt. Aber selbst nur Blumengürtel zwischen den Feldern anzulegen, stößt bei den LPGs schon auf völliges Unverständnis…
Was hier sauber durchdekliniert wird, ist nach meiner Erinnerung bereits bei Erprobung der ersten Großwindanlagen, zB Growian, befürchtet worden.
Nun kann man sagen, diese Probleme sind im Vergleich zu nuclear waste und Ölpest und Kohlebrand in der Luft akzeptabel. Das Problem: es müssten derart viele Windmühlen aufgestellt werden, wenn wir einen Großteil unseres Energieverbrauchs (nicht bloß des Stroms) ersetzen wollten, dass sich die Aspekte noch potentieren würden – und dann auch noch Auswirkungen auf das lokale Wetter hinzutreten.
Der Transformator befindet sich ’nur‘ auf Nabenhöhe, nicht in 250m Höhe.
Das Buch „Die Windkraft-Lüge“ habe ich jetzt gekauft, da es nunmehr endlich über Amazon erhältlich ist.
Das ist ja Wahnsinn. Habe das bis zum Schluß alles gelesen. Das drucke ich mir jetzt aus, das kannste wissen.
Im Diskurs in facebook in meiner Region wird über die Windradparks oft diskutiert. In der Stadtratssitzung meiner Stadt (18.000 Einwohner) wurde Beschluss gefasst, Widerspruch gegen die Behörde einzulegen. Der kostet etwa 25.000,- € Anwaltskosten und ist ein zahnloser Tiger, da der Windpark jetzt trotzdem gebaut werden kann. Einen Widerspruch gegen die Genehmigung des Landratsamtes mit Antrag auf Einstweilige Verfügung durch das Gericht, hätte der Stadt etwa 50.000,- € gekostet.
Trotzdem ist der Bau noch sehr fraglich, weil die Einspeisevergütungen an den Windradbetreiber sich minimieren als sowohl auch die staatlichen Zuschüsse immer kleiner werden..
Vllt. kann TKP hier mal was dazu recherchieren, warum sich der Bau der Windräder kaum noch lohnt und wie die ganzen Zuschüsse an Geldern miteinander verkoppelt sind.
@Nurmalso Der Wind weht halt die meiste Zeit zur falschen Zeit, genau dann, wenn man den erzeugten Fotovoltaik Strom eh schon mit gewaschener Draufzahlung in die Nachbarländer verklappen muss. Und die Windrad-Betreiber werden daher zukünftig mit zur Kasse gebeten, weil die Windräder eben keine „sustained Dauerleistung“ garantieren können.
@Nurmalso Auf SienceFiles.org finden sich diesbezüglich detailierte Berechnungen anhand konkreter Windparks.
Regeln für Kommentare: Bitte bleibt respektvoll - keine Diffamierungen oder persönliche Angriffe. Keine Video-Links. Manche Kommentare werden erst nach Prüfung freigegeben, was gelegentlich länger dauern kann. Benutzer haften für den Inhalt ihrer Kommentare.
Sie müssen angemeldet sein um Kommentare zu posten. Noch kein Konto? Jetzt registrieren.