365 Meter Bauhöhe sind erreicht. Eine verdoppelte Jahresstrommenge ist damit noch nicht bewiesen. Das Höhenwindrad bei Schipkau in Brandenburg ist ein bemerkenswerter Prototyp. Der entscheidende Unterschied verläuft zwischen dem bereits errichteten Turm, gemessenen Windverhältnissen und erst künftig messbarem Stromertrag. Im Nano-Beitrag werden diese Ebenen meist benannt; bei öffentlich verfügbaren Daten und Kosten fehlt jedoch wichtiger Kontext.
Dieser Faktencheck prüft den vollständigen 3sat-Nano-Beitrag auf ZDFheute vom 17. Oktober 2026 mit einer Laufzeit von 6:23 Minuten. Quellenstand ist der 17. Oktober. Die Reportage beginnt mit einem Bauversuch vom 27. September und zeigt später das Erreichen der Endhöhe. Sie dokumentiert keinen bereits abgeschlossenen Jahresbetrieb.
365 Meter insgesamt, 300 Meter bis zur Nabe
Die GICON-Mitteilung vom 29. September nennt als Ereignisdatum den 28. September: Gesamthöhe 365 Meter, Nabenhöhe 300 Meter. Die im Film zunächst genannten 250 Meter beziehen sich auf den unterbrochenen Hub, nicht die endgültige Nabenhöhe. Der Vergleich mit dem Berliner Fernsehturm stimmt: Das Land Berlin nennt 368 Meter, also drei Meter mehr. Die Bezeichnung als höchste Windenergieanlage entspricht der Projektdokumentation und dem gezeigten Bauzustand; eine gesonderte unabhängige Rekordzertifizierung liegt diesem Check nicht zugrunde.
Auch die rund zweijährige Bauphase ist plausibel: Die Grundsteinlegung fand am 19. September 2024 statt. Damals war noch ein Betriebsbeginn 2025 angekündigt. Für eine lückenlose Entwicklungsgeschichte seit dem im Film genannten Jahr 2010 reichen die hier verfügbaren Dokumente nicht. Der nun genannte November 2026 ist weiterhin ein geplanter Inbetriebnahmetermin, kein Nachweis für schon eingespeisten Strom.
Der Teleskopturm löst ein konkretes Montageproblem
Nach der technischen Beschreibung von GICON wird die Turbine in zunächst erreichbarer Höhe montiert und mit dem Innenturm angehoben. Das unterscheidet die Konstruktion vom einfachen Stapeln eines immer höheren festen Turms. Der im Film gezeigte Stopp wegen Windes widerspricht der späteren Nutzung starker Winde nicht: Ein Montagezustand und eine fertig fixierte Anlage sind unterschiedliche Belastungsfälle.
Dass große Krane Grenzen haben, ist nachvollziehbar. Liebherr nennt für den LR 13000 eine maximale Hubhöhe von 236 Metern. Das belegt aber weder die Rangfolge sämtlicher europäischer Krane noch die absolute Aussage, weltweit existiere kein geeignetes Hebeverfahren. Die genannten neun Meter Hub pro Stunde und die konkreten Abbruchgrenzen sind ohne öffentliches Hubprotokoll nicht unabhängig nachgerechnet. Sie bleiben Angaben zum gezeigten Bauablauf. Auch die pauschal behauptete bisherige Nabenhöhengrenze von 200 Metern wird durch ein einzelnes Kranbeispiel nicht bewiesen. Eine allgemeine technische Unmöglichkeit höherer Anlagen folgt daraus nicht.
Stärkerer Wind ist gemessen – und ein Bericht ist öffentlich
Die Projektseite der Bundesagentur SPRIND verlinkt eine ausführliche Standortanalyse. Deshalb ist die Formulierung des Films, exakte Messergebnisse würden nicht veröffentlicht, ohne diese Unterscheidung unvollständig: Ein öffentlicher Auswertungsbericht ist etwas anderes als sämtliche frei herunterladbaren Rohdaten oder ein unabhängiges Gutachten.
Der 17-seitige Bericht von GICON, beventum und SPRIND nennt im Messjahr 2023/24 aus dem Mast durchschnittlich 6,66 Meter pro Sekunde in 150 Metern Höhe und 8,51 Meter pro Sekunde in 300 Metern. Für eine beispielhafte Vestas V164 mit 9,5 Megawatt berechnet er in Tabelle 5 einen Bruttojahresertrag von 22,4 beziehungsweise 36,6 Gigawattstunden: 63,4 Prozent mehr. Der modellierte Kapazitätsfaktor steigt dabei von 26,8 auf 43,8 Prozent. Das ist ein konkreter Höhenvorteil am Standort, aber weder automatisch eine Verdopplung noch eine Messung des tatsächlich eingespeisten Stroms der anderen, kleineren Pilotmaschine.
Die pauschale Bemerkung, zuvor habe niemand Messwerte gehabt, sollte auf das konkrete Entwicklungsproblem begrenzt werden. Fraunhofer dokumentierte schon 2012 Mast- und Lidar-Messungen bis 200 Meter. Das widerlegt nicht die Neuheit des 300-Meter-Mastes. Es zeigt aber, dass Höhenwindforschung und Ertragsabschätzungen keine voraussetzungslose Neuerfindung dieses Projekts sind.
„Doppelt so viel“ und 50 bis 60 Prozent brauchen eine Bezugsgröße
Die Ertragshoffnung ist technisch begründet, ihre genaue Größe hängt aber von Standort, Vergleichshöhe, Rotor, Turbine und Verlusten ab. Ein Vergleich mit einer niedrigeren Anlage desselben Rotordurchmessers ist kein Vergleich mit jedem heute verfügbaren Windrad. Auch „200 Prozent des bisherigen Ertrags“ und „200 Prozent mehr“ sind verschieden: Das eine bedeutet das Doppelte, das andere das Dreifache. Die Projektkommunikation meint eine Größenordnung von etwa dem Doppelten, nicht einen bereits nachgewiesenen universellen Faktor.
Die genannten 50 bis 60 Prozent beschreiben rechnerisch einen Kapazitätsfaktor. In einem normalen Jahr entsprechen sie 4.380 bis 5.256 äquivalenten Volllaststunden. Das heißt nicht, die Anlage laufe in genau diesem Anteil der Zeit ununterbrochen auf Höchstleistung; derselbe Jahresertrag kann aus vielen unterschiedlichen Teillastzuständen entstehen. Eine Strommenge in Kilowattstunden und eine Leistung in Kilowatt dürfen dabei nicht verwechselt werden.
Eine ältere GICON-Prognose vom Juli 2025 nennt für die Pilotanlage mindestens rund 18 Millionen Kilowattstunden jährlich. Geteilt durch 3,8 Megawatt ergibt das rund 4.737 Volllaststunden beziehungsweise 54 Prozent. Die Rechnung erklärt die Größenordnung, bestätigt aber nicht, dass sie im Betrieb erreicht wurde. Die niedrigere Modellzahl im öffentlich zugänglichen Bericht verwendet eine andere Turbine; sie ist deshalb auch kein sauberer Gegenbeweis gegen jedes spätere Ertragsziel.
3,8 Megawatt und 7.500 Haushalte sind zwei verschiedene Aussagen
VENSYS bestätigt für den Typ 126 eine Nennleistung von 3,8 Megawatt und 126,2 Meter Rotordurchmesser. Nennleistung ist kein Jahresertrag. Der Film ordnet die Versorgung von bis zu 7.500 Haushalten ausdrücklich einer späteren größeren Turbine zu. Diese Zahl auf die vorhandene Pilotanlage zu übertragen wäre falsch. Ohne Annahme zum jährlichen Haushaltsverbrauch ist die Vergleichszahl ohnehin unvollständig.
Zur Einordnung, als eigene Beispielrechnung: 18 Millionen Kilowattstunden würden bei 3.000 Kilowattstunden pro Haushalt rechnerisch 6.000 Haushalten entsprechen; für 7.500 wären es bei gleicher Strommenge 2.400 Kilowattstunden. Solche Jahresbilanzen sagen nichts darüber, ob jeder Haushalt zu jeder Stunde unmittelbar aus diesem Windrad versorgt werden kann.
Ein Hybridpark ist noch kein Nachweis für nur 15 Prozent Schwankung
Wind in zwei Höhenebenen und Photovoltaik können sich zeitlich ergänzen. GICON beschreibt dazu ein Hybridkonzept, auf seiner aktuellen Seite auch mit Speichern. Für die im Film genannte Schwankung von nur 15 Prozent fehlen hier jedoch eine eindeutig definierte Bezugsleistung, Zeitauflösung, Speichergröße und öffentlich nachvollziehbare Gesamtzeitreihe. Ohne diese Angaben kann eine fast durchgängige Versorgung nicht reproduzierbar geprüft werden.
Fraunhofer IEE beschreibt bei HIGH-TOWER gerade die Ertragsmodellierung, Standortfragen, Umweltverträglichkeit und den Beitrag bei Dunkelflauten als Untersuchungsaufgaben. Eine Forschungsbeschreibung ist kein Garantiezertifikat. Weniger Schwankung, höhere Jahresauslastung und gesicherte Leistung zu jedem Zeitpunkt sind unterschiedliche Ziele. Keines lässt sich allein aus der Bauhöhe ablesen.
Bestehender Windpark heißt nicht: neue Anlage schon genehmigt
Vorhandene Flächenplanung kann Arbeit sparen. Für eine zusätzliche, deutlich höhere Anlage braucht es trotzdem die passende Zulassung. § 4 Bundes-Immissionsschutzgesetz regelt die Genehmigungspflicht; die Erleichterungen in § 16b für Repowering betreffen Austausch und Modernisierung. Eine zusätzliche „zweite Etage“ ist nicht automatisch derselbe Fall wie das Ersetzen einer bestehenden Maschine. Bestehende Genehmigungen sind kein pauschaler Freibrief.
Auch die im Film genannten fünf bis sieben Jahre und die erhoffte Einsparung von drei bis fünf Jahren sind keine allgemeine aktuelle Verfahrensstatistik. Die Fachagentur Wind und Solar weist für 2025 durchschnittlich knapp 17 Monate bis zur Erstentscheidung aus. Davorliegende Flächensuche und kommunale Planung sind ein anderer Zeitabschnitt. Deshalb widerlegt dieser Durchschnitt nicht jede lange Projektentwicklung. Er rechtfertigt aber auch keine garantierte Zeitersparnis für jedes Höhenwindrad; sie hängt vom Standort und der vorhandenen Planung ab.
Eine Kostenschätzung existiert, die Wirtschaftlichkeit bleibt offen
Dass GICON im Film keine Kosten nennt, bedeutet nicht, dass öffentlich überhaupt keine Zahl vorliegt. Die Bundesregierung nannte am 21. Februar 2025 geschätzte Baukosten von rund 25 Millionen Euro. Das ist ein älterer Schätzwert, keine aktuelle Schlussrechnung. Für eine belastbare Aussage zu den Stromgestehungskosten verwies sie selbst auf den weiteren Forschungsablauf. Eine Pilotanlage und eine spätere Serie müssen wirtschaftlich getrennt bewertet werden. Das im Film geäußerte Lob für Innovationsmut ist eine Wertung, kein Beleg für bereits wettbewerbsfähigen Strom.
Naturschutz ist nicht völlig ungeprüft – Monitoring bleibt wichtig
Nach derselben Regierungsantwort wurde die immissionsschutzrechtliche Genehmigung am 19. Dezember 2024 erteilt; Naturschutz und Standfestigkeit wurden geprüft. Sie nennt ausdrücklich Abschaltzeiten zum Fledermausschutz. Der Eindruck eines bislang völlig ungeprüften Eingriffs wäre deshalb falsch. Eine Genehmigung garantiert allerdings keine Nullwirkung im späteren Betrieb.
Das Bundesamt für Naturschutz erläutert Kollisionsrisiken für Fledermäuse und standortspezifische Abschaltungen als wirksame Schutzmaßnahmen. Das stützt die sachliche Bedeutung von Monitoring. Es beweist weder erhöhte Schäden dieser konkreten Anlage noch völlige Unbedenklichkeit ihrer Höhe. Die im Beitrag angesprochenen Rastgebiete werden hier nicht durch eine eigene Kartierung bestätigt. Belastbare standortspezifische Betriebsbeobachtungen bleiben entscheidend.
Der nächste Beleg muss aus dem Betrieb kommen
Ein Pilotpark mit drei bis fünf Anlagen und später Hunderte oder Tausende Türme sind Ausbauabsichten, keine bereits errichtete Serie oder gesicherte Auftragsliste. Der Nutzen des Prototyps liegt gerade darin, die offenen Fragen messbar zu machen: tatsächliche Nettoeinspeisung, Ausfälle, Wartung, Abschaltungen, Kosten und Wirkung auf Tiere. Ein technischer Fortschritt kann real sein, während sein wirtschaftlicher Erfolg noch offenbleibt. Diese Unterscheidung würdigt die Ingenieurleistung und verhindert zugleich, aus Hoffnung eine Stromgarantie zu machen.