Wenn Windkraftbefürworter auf Jahrzehnte Betriebserfahrung mit „unauffälligen“ Anlagen verweisen, um Bedenken gegen Infraschall und tieffrequenten Lärm zu entkräften, wird dabei ein entscheidender Punkt übergangen: Die Anlagen, mit denen diese Erfahrung gesammelt wurde, haben mit den heute genehmigten Giganten kaum mehr etwas gemein.
Der deutsche Anlagenbestand ist im Schnitt 145 Meter hoch und leistet 2,26 Megawatt. Die Anlagen, die heute ans Netz gehen, sind im Mittel 220 Meter hoch, haben Rotordurchmesser von über 150 Metern und leisten 5,5 Megawatt und mehr. Erst 2024/2025 hat der durchschnittliche Rotordurchmesser neu genehmigter Anlagen überhaupt die 160-Meter-Marke überschritten. Wer also sagt „Windräder machen seit Jahrzehnten keine Probleme“, vergleicht in Wahrheit eine völlig andere Gerätekategorie mit der, die gerade erst in nennenswerter Zahl gebaut wird. Das ist keine Fortschreibung einer Erfolgsgeschichte, sondern ein Blick in den Rückspiegel, während man mit einem neuen, deutlich größeren Fahrzeug unterwegs ist.
Die Physik spricht nicht für Entwarnung
Die physikalischen Grundgrößen, die tieffrequenten Schall erzeugen, hängen unmittelbar von der Anlagengröße ab:
- Größere Rotoren bedeuten längere Wellenlängen. Die Blattfolgefrequenz sinkt mit zunehmendem Rotordurchmesser und typischerweise sinkender Drehzahl großer Anlagen – die Frequenz rutscht damit tiefer in den Infraschallbereich, wo Dämpfung durch Wände, Fenster oder Entfernung praktisch wirkungslos wird.
- Größere Rotorblätter bewegen mehr Luftmasse. Die periodische Verdrängung der Luft zwischen Rotorblatt und Turm sowie die Turbulenzen beim Durchqueren des Turmschattens skalieren mit der bewegten Fläche – ein 160-Meter-Rotor verdrängt ein Vielfaches der Luftmasse eines 80-Meter-Rotors.
- Größere Fundamente koppeln mehr Energie in den Baugrund. Die tonnenschweren Fundamente moderner Anlagen wirken als große Körperschall-Quellen, deren Schwingungsenergie sich über Kilometer im Untergrund ausbreiten kann.
Wenn Rotorblattlänge, Turmhöhe und Fundamentmasse steigen, gibt es physikalisch gute Gründe zu erwarten, dass auch die Tendenz zu tieffrequenten Emissionen zunimmt – nicht abnimmt. Genau in diese Größenklasse fallen aber die beiden bislang öffentlich bekannten deutschen Fälle, in denen Windräder wegen eines Brummtons abgeschaltet oder komplett zurückgebaut werden mussten.
Fall 1: Oberwiera (Sachsen) – der Totalausfall
In Oberwiera im Landkreis Zwickau ging Ende 2023 eine Vestas V162 in Betrieb: 169 Meter Nabenhöhe, 162 Meter Rotordurchmesser, 250 Meter Gesamthöhe, 6 Megawatt Leistung, Kosten rund 10 Millionen Euro. Praktisch von Anfang an klagten Anwohner über ein tiefes Brummen, dem selbst bei geschlossenen Fenstern im Obergeschoss der Häuser nicht zu entkommen war – ein Anwohner verglich es mit einem Flugzeug, das dauerhaft über dem Haus kreist.
Der Betreiber versuchte alles, was technisch zur Verfügung stand: nächtliche Abschaltung, einen aufwendigen, per Kran durchgeführten Getriebewechsel. Nichts brachte nachhaltige Abhilfe. Das Ergebnis: Betreiber und Hersteller Vestas einigten sich auf den kompletten Rückbau der Anlage – nach Angaben des Branchenverbands BWE der erste bekannte Fall dieser Art in Deutschland überhaupt. Vestas selbst spricht von einer „einmaligen Kombination standortspezifischer Rahmenbedingungen und anlagenspezifischer Charakteristika“ – eine Formulierung, die auffällig offenlässt, ob das Problem tatsächlich einmalig ist oder einfach noch nicht wieder aufgetreten ist, weil es bislang schlicht wenige Anlagen dieser Größe an vergleichbaren Standorten gibt.
Quelle: Radio Zwickau
Fall 2: Uhingen-Baiereck (Baden-Württemberg) – der amtlich bestätigte Dauerkonflikt
Im Windpark „Königseiche“ oberhalb von Uhingen-Baiereck im Kreis Göppingen stehen zwei Anlagen des Typs Nordex N149: 164 Meter Nabenhöhe, 149 Meter Rotordurchmesser, 238,6 Meter Gesamthöhe. Inbetriebnahme Ende 2024. Auch hier: Beschwerden über einen störenden, tieffrequenten Ton – inzwischen durch ein von der Stadt beauftragtes Gutachten amtlich bestätigt.
Bemerkenswert ist, wie ergebnislos die üblichen technischen Gegenmaßnahmen blieben: zeitweise Abschaltung, Einbau von Schwingungsdämpfern, Getriebeaustausch, Drosselung der Anlagenleistung bei Windgeschwindigkeiten über 9 Metern pro Sekunde – nach Angaben des Betreibers „leider ohne den erhofften Lärm mindernden Erfolg“. Aktuell wird zumindest eine Teilabschaltung der Anlagen gefordert, in der Diskussion steht sogar deren komplette Stilllegung. Die eigentliche Infraschall-Frage wurde in diesem Verfahren bislang nicht einmal offiziell thematisiert – verhandelt wird bislang „nur“ über die Tonhaltigkeit des Geräuschs.
Quelle: SWR
Zwei Fälle sind statistisch kein Beweis. Aber es fällt auf, dass beide Anlagen aus derselben, historisch sehr jungen Größenklasse stammen (Rotordurchmesser 149–162 Meter, Gesamthöhe 238–250 Meter) – einer Klasse, die im deutschen Bestand von rund 30.900 Anlagen noch eine kleine Minderheit darstellt, weil der Durchschnitts-Rotordurchmesser erst 2024/2025 die 150-Meter-Marke überschritten hat. Und in beiden Fällen versagten dieselben Standardmaßnahmen: Getriebewechsel, Abschaltzeiten, Drosselung. Das ist kein Zufall, sondern deckt sich mit der physikalischen Erwartung, dass genau die Faktoren, die diese Anlagen wirtschaftlich attraktiv machen – große Rotorfläche, hohe Nabenhöhe, hohe Nennleistung – zugleich die tieffrequente Schallentstehung begünstigen.
Damit stellt sich eine Frage, die in der Ausbaudebatte bislang kaum gestellt wird:
Wenn ausgerechnet die neueste, größte und wirtschaftlich attraktivste Anlagenklasse überproportional anfällig für Brummton-Konflikte ist, drohen dann nicht genau diese Anlagen – auf die die Energiewende ihre Ertragshoffnungen stützt – wiederkehrende, unplanbare Abschalt- und Drosselzeiten? Und wenn ja: Wie verträgt sich das mit dem Versorgungssicherheits-Anspruch, den die gleiche Anlagenklasse eigentlich erfüllen soll? Und welche Konsequenzen wird das auf die erwartbaren wirtschaftlichen Erträge – auch der Kommunen, die ihre Haushalte mit der Verpachtung zu sanieren glauben – haben?
Das ist kein theoretisches Problem. In Uhingen-Baiereck wird die Leistung ab 9 m/s Windgeschwindigkeit gedrosselt – ausgerechnet in dem Bereich, in dem die Anlage eigentlich am meisten Strom liefern sollte. In Oberwiera steht am Ende der komplette Rückbau einer erst 2,5 Jahre alten 6-MW-Anlage. Jede Anlage, die aus Lärmschutzgründen nachts, bei bestimmten Windrichtungen oder generell gedrosselt gefahren werden muss, liefert weniger Ertrag als kalkuliert – und genau auf diese kalkulierten Erträge sind Netzausbau- und Versorgungssicherheitsplanungen ausgelegt.