Wind Onshore

Installierte Wind-Onshore-Leistung; stündliche Einspeisung aus eigenem Onshore-Einspeisefaktor.

Anlagenpark: rund 28.700 Onshore-Windturbinen mit einer installierten Gesamtleistung von 62,8 GW (Energy-Charts, Jahresmittel 2025) bilden den Default — überwiegend in Nord- und Ostdeutschland, mit zunehmend repowerten Standorten in der Mitte. Der Nettozubau liegt zuletzt bei 3–4 GW/a; das Slider-Maximum 1200 GW (Schritt 5 GW) deckt auch radikale Ausbau- und H2-Szenarien ab. Offizielle Vergleichspunkte: Osterpaket-Ausbauziel 2030 115 GW, BMWK-Langfristszenario O45-Strom 2045 ~160 GW (Pfad, den die Frontier/DIHK-Studie »Plan B« 2025 bepreist).

Einspeisecharakteristik: die Stundenleistung folgt dem eigenen Onshore-Einspeisefaktor — supplyGW(t) = installedGW × windOn100m[t] aus einspeisefaktoren-2025 (beobachtete Onshore-Einspeisung 2025 ÷ monatlich installierte Onshore-Leistung; seit dem Faktor-Split ohne Offshore-Beimischung). Der Faktor läuft stündlich zwischen 0 (Flautenstunden) und etwa 0,7 (Sturmphasen); Jahressumme ~1.600 h/a Volllaststunden-Äquivalent (Wetterjahr 2025, eher windschwach, Abregelung enthalten) und damit beim Default-Bestand rund 100 TWh/a Energieertrag — nah an der realen 2025er Onshore-Einspeisung (105 TWh); die Lastform ist antizyklisch zu PV (Winterhochs, Sommerschwäche) und an die Großwetterlage gekoppelt — Dunkelflauten von mehreren Tagen sind in den Faktoren enthalten. Spezifische Emissionen 13 g/kWh (Anlagenbau, Wartung; electricitymaps DE).

Modellgrenze: der Einspeisefaktor ist ein Bundesmittel: Standortqualität (Küste vs. Mittelgebirge vs. Süd), Repowering-Effekte und Nabenhöhen-Mix sind aggregiert. Installierte Leistung ist Jahresmittel — unterjähriger Zubau wird nicht stundenscharf ausgerollt. Curtailment im Kernmodell greift nach Wind Offshore und vor PV; reale Netzengpass-Abregelung (Schleswig-Holstein, NEMO) ist über die beobachteten Faktoren teilweise eingebettet, zusätzliche Abregelung bildet die Kupferplatte nicht ab. Größenordnung dieser Lücke: real wurden 2025 9,4 TWh Wind+PV netzbedingt abgeregelt (SMARD; Wind-Schwerpunkt im Winter) plus ~1,75 TWh marktlich bei Negativpreisen — das Kupferplatten-Modell zeigt mit 2025-Kapazitäten 0 TWh.

Verwendung

Slider: 0 bis 1200 GW, Schritt 5 GW. Default 62,8 GW ist der Energy-Charts-Bestand Ende 2025; das Maximum bietet Kopfraum für Vollversorgungs-Szenarien (EEG-Pfad 115 GW bis 2030, Langfristszenarien BMWK 160–240 GW) sowie Power-to-X-Überdimensionierung.

Verteilung

Profil: supplyGW(t) = installedGW × windOn100m[t] aus einspeisefaktoren-2025 (reiner Onshore-Faktor). Stundenwerte 0–0,7, ausgeprägte Wetterabhängigkeit, Winterüberhang, mehrtägige Flautenphasen erhalten.

Formel

Rechnung: Emissionen(t) = supplyGW(t) × 13 g/kWh. Bei Überschuss curtailed das Kernmodell Onshore nach Offshore und vor PV.

Quellen: Energy-Charts installed_power 2025 (Wind Onshore Deutschland); MTGermany energy-simulation-de (Emissionsfaktor).