Wertermittlung von Wind­kraft­an­la­gen

Wind­kraft­an­la­gen kommt eine zentrale Bedeutung in der deutschen Energiepolitik zu. Bereits jetzt produziert die Energiequelle Wind mehr als 15 Prozent des Stroms in der Bundesrepublik. Unter den erneuerbaren Energien ist Wind die führende Kraft. Wind­kraft­an­la­gen kommt laut Bundesregierung „eine tragende Rolle bei der Entwicklung der erneuerbaren Energien hin zu einer wirtschaftlich tragfähigen und kli­ma­ver­träg­li­chen En­er­gie­ver­sor­gung“ zu. In diesem Artikel wollen wir erklären, wie Gutachter den Ertrag einer Windkraftanlage berechnen.

Das Wichtigste in Kürze

André Heid
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Anlässe für die Wertermittlung einer Windkraftanlage

Gründe und Notwendigkeiten, den Wert einer Windkraftanlage zu berechnen, gibt es zahlreiche. Häufig erfolgt die Wertermittlung im Zusammenhang mit einer Windkraftanlage aufgrund

• steuerlicher Erfordernisse (Bilanzierung, Ver­mö­gens­ver­la­ge­rung),
• einer Liquidation (Erfahren Sie mehr über das Li­qui­da­ti­ons­wert­ver­fah­ren.),
• einer Beleihung,
• des Kaufs oder Verkaufs einer neuen oder gebrauchten Windkraftanlage oder
• einer Entschädigung (Wertminderung, Einräumung von Rechten, Flur­be­rei­ni­gungs­ver­fah­ren im Sinne der Bodenordnung).

Ein Bo­den­ord­nungs­ver­fah­ren (Flur­be­rei­ni­gungs­ver­fah­ren, Um­le­gungs­ver­fah­ren) wird im Zusammenhang mit Wind­ener­gie­pro­jek­ten primär eingeleitet, wenn für den Windkraft-Standort Land umgewidmet und der Eigentümer abgefunden werden muss.

Weitere, seltenere Anlässe zur Ermittlung des Verkehrswerts einer Windkraftanlage sind Scheidung, Schenkung, Erbschaft und Zwangs­ver­stei­ge­rung.

Gutachten für Wind­kraft­an­la­gen

Die Gutachter erstellen je nach Aufgabe ein Ver­kehrs­wert­gut­ach­ten, mit dem Windpark-Betreiber eine anerkannte Wertermittlung gegenüber dem Finanzamt, einem Gericht oder Käufern in der Hand haben. Soll die Windkraftanlage gegenüber der Bank als Sicherheit für ein Darlehen hinterlegt werden, arbeiten die Sach­ver­stän­di­gen ein Be­lei­hungs­wert­gut­ach­ten aus.

Ist der Dreh- und Angelpunkt die Bodenordnung oder ein darauf basierender Ent­schä­di­gungs­an­spruch, ermitteln die Sach­ver­stän­di­gen den Bodenwert. Dies geschieht, wenn Umlage- oder Ausgleichsland bewertet, Wind­ener­gie­bau­land oder künftiges Windenergieland ausgewiesen wird.

Soll ein neuer Windpark errichtet werden, sind eine ganze Reihe weiterer Gutachten notwendig, die hauptsächlich dem Schutz von Menschen und Umwelt vor den negativen Auswirkungen von Windrädern auf die unmittelbare Umgebung dienen. Bevor die Errichtung einer Windkraftanlage initiiert wird, beurteilt ein Sach­ver­stän­di­ger, ob der ins Auge gefasste Standort tatsächlich in Frage kommt und ge­neh­mi­gungs­fä­hig ist. Die (Nicht-)Eignung des Standorts erläutert er in einem Parkgutachten (auch Stand­ort­gut­ach­ten genannt).

Hinweis: Die öffentlich bestellten und vereidigten Sach­ver­stän­di­gen der Heid Im­mo­bi­li­en­be­wer­tung führen auch Markt- und Stand­ort­ana­ly­sen durch.

Um­welt­ver­träg­lich­keits­prü­fung für Wind­kraft­an­la­gen

Geht der Umfang des Wind­ener­gie­pro­jekts über ein einzelnes Windrad hinaus, ist – ab einer bestimmten Parkgröße oder be­ein­träch­tig­ten Fläche – eine bestandene Um­welt­ver­träg­lich­keits­prü­fung (UVP) eine wichtige Grund­vor­aus­set­zung, dass der Windpark / die Windfarm genehmigt werden kann.

Verpflichtend ist sie ab

• 20 und mehr Windrädern beziehungsweise
• wenn mindestens 10 Hektar Wald für die Anlage gerodet werden müssen.

Nicht zwingend, aber zumindest vorgesehen, ist eine UVP außerdem bei

• Windparks mit 6 bis 19 Windrädern,
• Erweiterung von bestehenden Windparks,
• 5 bis 10 Hektar Waldverlust.

Im Bericht der UVP geht der vom Antragsteller bezahlte Gutachter detailliert auf folgende Aspekte ein:

• Einfluss der Windräder auf Flora und Fauna – auch optischer Natur
• Lärmemissionen (Ge­räusch­ent­wick­lung)
• Erwärmung und Austrocknung des Bodens dort, wo die Erdkabel verlaufen
• Blitzschlag
• Eis- und Schattenwurf

Hinweis: Unter den Gutachtern der Heid Im­mo­bi­li­en­be­wer­tung sind versierte Spezialisten zur Bewertung von Windkraft- und Biogasanlagen sowie Solarparks.

Ge­neh­mi­gungs­ver­fah­ren für Wind­kraft­an­la­gen

Während große Windparks und Wind­kraft­an­la­gen mit einer Gesamthöhe von mehr als 50 Metern grundsätzlich ge­neh­mi­gungs­pflich­tig sind, profitieren kleinere Wind­ener­gie­pro­jek­te vomvereinfachten Ge­neh­mi­gungs­ver­fah­ren des Bun­des­im­mis­si­ons­schutz­ge­set­zes (§ 19 BImSchG). Treffen diese Voraussetzungen zu, wird das Verfahren nicht bekanntgemacht und findet ohne Öf­fent­lich­keits­be­tei­li­gung statt. Dennoch steht es Bürgern frei, Einwände gegen eine Windkraftanlage vor dem Gesetz vorzubringen.

Große Windparks ab 20 Windrädern durchlaufen das komplette Ge­neh­mi­gungs­ver­fah­ren mit Beteiligung der Öffentlichkeit gemäß § 4 BImSchG. Das bringt ein wesentlich umfassenderes Un­ter­la­gen­sor­ti­ment bei Antragsstellung mit sich. Neben der Beschreibung (Text + Zeichnung) des Wind­ener­gie­an­la­gen-Typs sind Konzepte für folgende Aspekte einzubringen:

• Drehzahl- und Leis­tungs­steue­rung zum Eis- und Schattenwurf
• Gewährleistung der Ar­beits­si­cher­heit
• Umgang mit was­ser­ge­fähr­den­den Stoffen
• Flug­si­cher­heits­ken­nung

Hinzu kommen Nachweise zur Un­be­denk­lich­keit von Wind­kraft­an­la­gen im avisierten Gebiet – und zwar in Form von Gutachten durch spezialisierte Sachverständige.

Bei diesen Gutachten handelt es sich um:

• Avifaunistische Gutachten
• Bau­grund­gut­ach­ten
• Schallgutachten
• Schat­ten­wurf­gut­ach­ten
• Tur­bu­lenz­gut­ach­ten
• Windgutachten

Avifaunistische Gutachten

Ein avif­au­nis­ti­sches Gutachten analysiert Flugrouten und Nahrungsflächen von Tierarten, die durch die Windkraftanlage gefährdet werden. Durch die Auswertung der aufgenommenen Daten von Fledermäusen und Vögeln in einem Geo­in­for­ma­ti­ons­sys­tem werden die betroffenen Gebiete kartiert. Die genaue Prüfung des Artenschutzes setzt üblicherweise Beobachtungen nach Jahreszeit voraus und erfordert einen gewissen Vorlauf.

Bau­grund­gut­ach­ten / Bodengutachten

Die geologische Beschaffenheit des Untergrunds beeinflusst den Standort von Wind­kraft­an­la­gen erheblich. Um den Baugrund auf seine Tauglichkeit für das Projekt zu überprüfen, werden Bohrungen, Sondierungen sowie geo­phy­si­ka­li­sche Er­kun­dungs­ver­fah­ren durchgeführt, Bodenproben entnommen und im Labor untersucht. Der Sachverständige ermittelt im Rahmen eines Bau­grund­gut­ach­tens die Tragfähigkeit des Bodens. Aus diesen Daten ergibt sich die Bauform des Fundaments der Windkraftanlage. Auf weichen Böden haben Pfahlfundamente Vorrang, ansonsten sind Flachfundamente tonangebend.

Schallgutachten

Damit eine Windkraftanlage errichtet werden darf, müssen die Schallim­mis­sio­nen innerhalb definierter Grenzen bleiben. In genormten Verfahren wird der Leistungspegels des Schalls der Windgeräusche, die durch sich drehende Rotorblätter entstehen, ermittelt. Lärm und Schall werden in Dezibel (dB) gemessen, bei Wind­ener­gie­an­la­gen nach der international genormten Fre­quenz­be­wer­tungs­kur­ve A. Die Werte werden demnach in dB(A) angegeben.

Die stärkste Schallimmission wird bei 95 Prozent der Nennleistung der Windkraftanlage erzeugt. Das sind Wind­ge­schwin­dig­kei­ten von 10 bis 12 m/s in Nabenhöhe. Bei niedrigeren Wind­ge­schwin­dig­kei­ten liegen die Schallim­mis­sio­nen unter den auf diese Weise gemessenen Höchstwerten. Bei höheren Wind­ge­schwin­dig­kei­ten sind die natürlichen Windgeräusche lauter als rotorbedingte Schall­leis­tun­gen. Übliche Werte für die rechnerische Schall­ener­gie­kon­zen­tra­ti­on in der Mitte des Rotors liegen zwischen 98 und 109 dB(A). Von diesem Messpunkt aus nimmt die Lautstärke um jeweils 6 dB pro Mess­ab­stands­ver­dopp­lung ab. Die so ermittelten Werte werden mit den geltenden Im­mis­si­ons­richt­wer­ten verglichen.

Die Höchstwerte, die, je nach Nachbarschaft, nicht überschritten werden dürfen, entnehmen Sie aus der folgenden Tabelle.

Nachbarschaft	Maxwert Tag (dB(A))	Maxwert Nacht (dB(A))
Wohngebiet	50 dB(A)	35 dB(A)
Mischgebiet oder Dorf	60 dB(A)	45 dB(A)
Gewerbegebiet	65 dB(A)	50 dB(A)
Industriegebiet	70 dB(A)	70 dB(A)

Diese Maximalwerte dürfen außerhalb von Gebäuden lediglich für seltene Ereignisse um kurzzeitige Geräuschspitzen und um festgelegte Werte überschritten werden. Das Umweltportal von Berlin fasst die bundesweit geltenden Werte gut zusammen.

Schat­ten­wurf­gut­ach­ten

Jedes Windrad verursacht Lichtwechsel in einer Frequenz zwischen 0,4 und 4 Hertz (Hz). Schwankungen in der Helligkeit werden als störend wahrgenommen und bei hoher Belastung sogar als unzumutbar eingestuft. Während der Kernschatten aufgrund der Bauweise der Rotoren von Wind­kraft­an­la­gen keine Rolle spielt, beeinträchtigt der Halbschatten – also der Bereich, der nur teilweise von der Sonne bestrahlt wird – die Arbeits- und Lebensqualität der Bewohner benachbarter Gebäude. Hier kommt das Schat­ten­wurf­gut­ach­ten zum Einsatz. Sachverständige berechnen den Schattenwurf eines Windrads über den Sonnenstand. Dafür benötigt der Gutachter die Koordinaten der Windkraftanlage, die (minimale) Sonnenhöhe und die Ausmaße der Anlage (Nabenhöhe, Durchmesser des Rotors, durch­schnitt­li­che Tiefe des Rotorblatts).

Tur­bu­lenz­gut­ach­ten

In einem Tur­bu­lenz­gut­ach­ten erläutern Sachverständige, welche Abstände die einzelnen Wind­kraft­an­la­gen innerhalb eines Windparks zueinander einhalten müssen. Zeitliche Änderungen von Windrichtung und -geschwindigkeit sowie atmosphärische Schichtungen sind Kennziffern, die der Gutachter hierfür einbezieht. Diese Turbulenzen wirken sich einerseits auf den Energieertrag aus. Andererseits sind sie maßgeblich für aerodynamische Lasten auf das Fundament, den Turm und die Rotorblätter.

Wind­kraft­an­la­gen haben eine Nach­lauf­strö­mung, die den Grad der Turbulenz erhöht und damit die Stand­ort­tur­bu­lenz beeinflusst. Zusätzlich legen die Werte der Um­ge­bungs­tur­bu­lenz und die Windzone am konkreten Standort des Windrades den Mindestabstand zur nächsten Windkraftanlage fest.

Windgutachten

Ein Windgutachten enthält Prognosen zur Stromproduktion einer Windkraftanlage oder eines ganzen Windparks an einem geplanten Standort. Während der Deutsche Wetterdienst die Jah­res­wind­ge­schwin­dig­keit in 10 Meter über Grund angibt, überträgt ein Windgutachten diese in Nabenhöhe der geplanten Windkraftanlage.

Wirt­schaft­lich­keits­be­rech­nung für Wind­kraft­an­la­gen

Was bedeutet Wirt­schaft­lich­keit im Energiesektor? Die Energiebranche ist eher mit dem öffentlichen Nah- und Fernverkehr als mit wirt­schaft­li­chen Maßstäben, die bei der Herstellung von Konsumgütern gelten, vergleichbar. Der Strommarkt muss rund um die Uhr funktionieren, das heißt: Erzeugung, Einspeisung und Verbrauch von Strom sind aufeinander abgestimmt. Bürger und Unternehmen müssen sich bei steigendem Energiebedarf darauf verlassen können, dass dieser gedeckt wird. Oder, wie es das Bun­des­mi­nis­te­ri­um für Wirtschaft und Klimaschutz formuliert: „[Der Strommarkt] muss die ununterbrochene Versorgung der Wirtschaft und Gesellschaft in Deutschland mit Strom fortwährend garantieren.“ Um dieses Ziel im Einklang mit den europäischen Klimazielen zu erreichen, werden erneuerbare Energien weiterhin stark gefördert, Stichwort EEG-Umlage.

Derzeit gilt eine Windkraftanlage als gewinnbringend, wenn ihre Strom­ge­ste­hungs­kos­ten unter dem (geförderten, garantierten) Erlös-Preis liegen. Wirklich wirtschaftlich wäre Windkraft erst, wenn keine Fördermittel mehr benötigt würden, die Haushalte im unmittelbaren Einzugsgebiet komplett und ausfallsicher mit Strom versorgt wären, der Betrieb der Anlage, ihre Instandhaltung, Leitungen, Umspannwerke, Gehälter der Beschäftigten, Ent­schä­di­gungs­zah­lun­gen und so weiter gedeckt wären und sich Strom als rentables Exportgeschäft erwiese. Immerhin: Deutschland hat 2019 fast doppelt so viel Strom an seine Nachbarländer geliefert als von diesen importiert. Aber: Stromerzeugung – und damit auch Windkraft – spielt för­de­rungs­be­dingt bislang allenfalls eingeschränkt nach den Regeln der freien Marktwirtschaft.

Seitdem in Deutschland seit 2017 Ausschreibungen für neue Wind­kraft­pro­jek­te durchgeführt werden, bei denen das beste Angebot (mit der geringsten Inanspruchnahme der EEG-Umlage) den Zuschlag für den Standort erhält, sinken die Kosten. Ein Offshore-Wind­park­be­trei­ber war im Jahr 2021 sogar bereit, sein Projekt ohne öffentliche Gelder komplett über den Markt zu finanzieren.

Hinweis: Aktuelle Daten zur Stromerzeugung in Deutschland und teilweise Europa stellt die Bun­des­netz­agen­tur auf ihrem Strommarktdaten-Portal zur Verfügung.

Methodisch bewältigen Sachverständige die Wirt­schaft­lich­keits­be­rech­nung und Wertermittlung von Wind­kraft­an­la­gen ohne Schwierigkeiten, jedoch fehlt es an einer fundierten Datenbasis. Einerseits fehlt der Zugriff auf die tatsächlichen Pachten, andererseits ist die Auswertung der Kauf­preis­samm­lun­gen für Wind­kraft­stand­or­te durch die Gut­ach­ter­aus­schüs­se kaum vergleichbar.

Ertrag einer Windkraftanlage berechnen

Je nach Zweck der Wertermittlung können andere Be­wer­tungs­ver­fah­ren das sinnvollste Ergebnis liefern. Gebräuchlich sind Pachtwert- und Er­trags­wert­ver­fah­ren.

Bei Wind­kraft­an­la­gen, die sich noch in Planung befinden, wird die En­er­gie­pro­duk­ti­on geschätzt. Diese Schätzung basiert auf der Jah­res­wind­ge­schwin­dig­keit in Nabenhöhe der Windkraftanlage, die sich wiederum auf die vom Deutschen Wetterdienst publizierten Jah­res­wind­ge­schwin­dig­kei­ten beziehen. Allerdings gibt der Deutsche Wetterdienst die Wind­ge­schwin­dig­keit in 10 Meter über Grund an, während für Wind­ener­gie­pro­jek­te die Windkraft in Nabenhöhe, also in Bereichen von 50 bis über 200 Meter aus­sa­ge­kräf­ti­ger ist. Diese Wind­ge­schwin­dig­kei­ten werden von den Sach­ver­stän­di­gen errechnet. Hilfreich sind Vergleichswerte von Messstationen bereits existierender Wind­kraft­an­la­gen in der Region und der Windatlas des jeweiligen Bundeslandes. Offshore-Projekte in Nord- und Ostsee greifen mittels FINO-Datenbank auf die passenden Kennzahlen der betreffenden For­schungs­platt­form zurück.

Brut­to­en­er­gie­er­trag für Wind­kraft­an­la­gen

Für die Berechnung des Brut­to­en­er­gie­er­trags einer Windkraftanlage benötigt der Sachverständige Daten zur Wind­ge­schwin­dig­keits­ver­tei­lung sowie die Leis­tungs­kenn­li­nie des verwendeten Windrads. Die Leis­tungs­kenn­li­nie ist individuell für jede spezifische Nennleistung. Diese Parameter bezieht der Sachverständige in die Wertermittlung ein.

Brut­to­en­er­gie­er­trä­ge, die aus Leis­tungs­kenn­li­nie und Verteilung der Wind­ge­schwin­dig­keit errechnet werden, werden in der Realität nie erreicht. Selbst Wind­ener­gie­an­la­gen an einem Einzelstandort erfahren selten freie Anströmung. Innerhalb von Windparks kommt es zu wechselseitiger Verschattung zwischen den Windrädern. Deswegen ist in Parks mit geringer Fläche nur eine Inbetriebnahme weniger Windräder möglich. Der Windpark-Wirkungsgrad liegt also nicht bei 100 Prozent, sondern gemäß Studie der Deutsche WindGuard GmbH eher bei 92 Prozent. Dies entspricht dem Ab­schat­tungs­ef­fekt, der den Brut­to­en­er­gie­er­trag um 8 Prozent reduziert.

Die Formel für den Windpark-Wirkungsgrad lautet:

Abschläge gibt es zudem für Still­stand­zei­ten (geplant und ungeplant, 3 Prozent), elektrische Verluste (2 Prozent), Vereisung (1 Prozent) und Leis­tungs­de­gra­da­ti­on (0,5 Prozent).

Ertragsmindernd wirken sich ge­neh­mi­gungs­recht­li­che Einschränkungen bezüglich Schallim­mis­sio­nen, Schattenwurf sowie Konflikte mit Artenschutz und Flugverkehr aus. Hierfür nehmen die Autoren der Studie pauschal einen Abzug von 4 Prozent an.

Net­to­en­er­gie­er­trag von Wind­kraft­an­la­gen berechnen

Der Net­to­en­er­gie­er­trag und damit die Gesamteffizienz ergibt sich aus der Multiplikation der einzelnen Effizienzwerte.

Die Formel für den Net­to­en­er­gie­trag lautet:

Die Verfügbarkeit der Wind­kraft­an­la­gen ist das Gegenstück zum Stillstand. Wird der Stillstand mit 3 % angegeben, liegt die Verfügbarkeit bei 97 %. Für unser Beispiel ergeben sich folgende Werte:

Net­to­en­er­gie­er­trag aka Gesamteffizienz = Ab­schat­tungs­ef­fekt (92 %) x ge­neh­mi­gungs­recht­li­che Einschränkungen (96 %) x Verfügbarkeit der Wind­kraft­an­la­gen (97 %) x elektrischer Wirkungsgrad (98 %) x Vereisung (99 %) x Leis­tungs­de­gra­da­ti­on (99,5 %)

Die Gesamteffizienz beläuft sich auf 83 Prozent.

Ein­fluss­fak­to­ren auf Ertrag und Wirt­schaft­lich­keit von Wind­kraft­an­la­gen

Der Ertrag einer Windkraftanlage resultiert aus dem Anlagentyp (und seiner Technologie), der Standortgüte und den Wind­ge­schwin­dig­kei­ten. Je höher die Nabe und je größer die Rotorblätter, desto üppiger ist die Nennleistung. Wie viel Energie die Windkraftanlage daraus erzielen kann, wird maßgeblich vom Standort (umliegende Bebauung bremst Wind) und dessen Windreichtum beeinflusst. Die höchsten Erträge erzielen Offshore-Windparks, gefolgt von Windrädern an unbebauter Küste und auf Bergkuppen.

Nennleistung	Nabenhöhe	Ro­tor­durch­mes­ser	jährlicher Energieertrag
500 – 600 KW	50 – 80 m	40 – 46 m	1.250 MWh
1.500 KW	65 – 100 m	ca. 70 m	3.500 MWh
3.000 KW	ca. 105 m	90 – 100 m	6.900 MWh
7.500 KW	ca. 135 m	ca. 126 m	20.000 MWh

Tabelle: Jährliche Durch­schnitts­er­trä­ge von Wind­kraft­an­la­gen nach Nennleistung und Größe.

Die durch­schnitt­li­che Energieleistung beträgt an mäßigen Standorten im Binnenland bei optimierter Nabenhöhe das 1.700-fache der Nennleistung. An sehr guten, windreichen Standorten kann der Ertrag verdoppelt werden; bis zur 3.500-fachen Nennleistung können Wind­kraft­an­la­gen­be­trei­ber an der Küste oder auf Bergkuppen mit einer Optimierung der Nabenhöhe erzielen.

Her­stel­lungs­kos­ten von Windenergie

Die Her­stel­lungs­kos­ten einer Wind­ener­gie­an­la­ge setzen sich zusammen aus:

• In­ves­ti­ti­ons­kos­ten (Haupt­in­ves­ti­ti­ons­kos­ten und Ne­ben­in­ves­ti­ti­ons­kos­ten)
• Betriebskosten von Wind­kraft­an­la­gen
• Di­rekt­ver­mark­tungs­kos­ten
• Fi­nan­zie­rungs­kos­ten

Haupt­in­ves­ti­ti­ons­kos­ten

Die In­ves­ti­ti­ons­kos­ten werden in Haupt- und Ne­ben­in­ves­ti­ti­ons­kos­ten aufgeteilt. Maßgeblich über die Wirt­schaft­lich­keit einer Windkraftanlage entscheiden die Haupt­in­ves­ti­ti­ons­kos­ten. Diese setzen sich zusammen aus:

• Einkaufspreis der Windkraftanlage
• Transport zum Standort
• Installation

Knackpunkt bei der Kalkulation sind die Rohstoffpreise. Eine Windkraftanlage besteht größtenteils aus Stahl beziehungsweise Beton. Für die Wicklungen am Generator wird primär Kupfer verwendet. Eine Alternative ist Aluminium, das geringeren Schwankungen in der Preisstabilität als Kupfer unterliegt. Noch schwieriger zu kalkulieren sind die Ausgaben für seltene Erden wie Molybdän und Neodym. Eine weitere Preiskomponente ist der technische Stand der An­la­gen­ent­wick­lung. Neue Technologien erfordern höhere In­ves­ti­ti­ons­kos­ten und Ri­si­ko­be­reit­schaft. Bewährte Konzepte sind günstiger, erzielen aber selten das neuerdings mögliche Maximum. Um eine grobe Preisspanne zu nennen: Eine neue, moderne Windkraftanlage mit einer Nennleistung von mehr als 1.000 KW kostet zwischen 770 und 1.030 €/KW.

Ne­ben­in­ves­ti­ti­ons­kos­ten

Zu den Ne­ben­in­ves­ti­ti­ons­kos­ten gehören

• Planung (ca. 100 €/KW)
• Netzanbindung / Umspannwerk (ca. 80 €/KW)
• Fundament (ca. 70 €/KW)
• Erschließung (ca. 40 €/KW)
• Sonstiges (ca. 100 €/KW)

Die Angaben sind auf die Nennleistung der Anlage und pro Jahr bezogen, müssen also mit dieser multipliziert werden. Für einen groben Budget-Überblick kann folgende Faustregel für die Ne­ben­in­ves­ti­ti­ons­kos­ten angesetzt werden:

Betriebskosten von Wind­kraft­an­la­gen

Die Betriebskosten umfassen die laufenden Kosten während der Lebensdauer der Windkraftanlage. Sie setzen sich zusammen aus:

• Wartung und Reparatur (ca. 28 €/KW)
• Pacht inkl. Aus­gleichs­flä­chen (ca. 13 €/KW)
• Betriebsführung (ca. 9 €/KW)
• Rücklagen (ca. 3 €/KW)
• Versicherung (ca. 3 €/KW)
• Sonstiges (ca. 4 €/KW)

Wie bei den Ne­ben­in­ves­ti­ti­ons­kos­ten ist dies der jährliche Schnitt, kalkuliert für eine gängige Betriebsdauer von 20 Jahren. Bei kürzerer Laufzeit und früherem Rückbau müssen die Rücklagen entsprechend erhöht werden.

Die Faustregel für die grobe Kalkulation der Betriebskosten lautet demnach:

Di­rekt­ver­mark­tungs­kos­ten

Di­rekt­ver­mark­tungs­kos­ten sind notwendige Ausgaben für den Verkauf der produzierten Energie an der Strombörse. Diese Preise werden häufig für kurze Zeiträume festgelegt, nachverhandelt und sind aufgrund ihrer Volatilität schwer in eine seriöse Kalkulation mit­ein­zu­be­zie­hen. 2,5 bis 3 Prozent der Gesamtkosten sind ein grober Richtwert.

Fi­nan­zie­rungs­kos­ten

Der Ei­gen­ka­pi­tal­an­teil, den Be­trei­ber­ge­sell­schaf­ten von Wind­kraft­an­la­gen üblicherweise einbringen, liegt bei 15 Prozent. Folglich müssen 85 Prozent finanziert werden. Während Klein­wind­kraft­an­la­gen – also das private Windrad im Garten – über die Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) bereits mit einem Prozent finanziert werden können, müssen Windpark-Betreiber mit 2 bis 3 Prozent rechnen. Das bedeutet, zwischen rund 4,5 und 5 Prozent der Gesamtkosten während der angepeilten Lebensdauer einer Windkraftanlage fließen in die Zinstilgung.

Kos­ten­ver­tei­lung

Wir stellen die ungefähre Kos­ten­ver­tei­lung während der Lebensdauer einer Windkraftanlage anhand eines Kreisdiagramms da. Die Zahlen zu den Her­stel­lungs­kos­ten basieren auf der Masterthesis von Windkraft-Ingenieur Lukas Korbinian Firmhofer (S. 43 – 47), wurden jedoch um die darin enthaltenen Son­der­kom­po­nen­ten bereinigt und aktualisiert.

Sie erinnern sich: Die Gemeinde darf mit bis zu 0,2 ct/KWh an der Strom­ein­spei­sung beteiligt werden. Bei maximal 6 ct/KWh sind das 3,3 Prozent der Einnahmen. Allerdings handelt es sich dabei um den Höchstwert, sodass wir für den Prozentsatz der Gemeindeabgabe in der Kos­ten­ver­tei­lung auf glatte 3 Prozent senken.

Her­stel­lungs­kos­ten zur groben Orientierung

Je nach Quelle finden Sie andere Summen für die Her­stel­lungs­kos­ten, die stark von der Anlage selbst abhängig sind. Zur groben Orientierung:

Eine Windkraftanlage mit einer Nennleistung von 1.500 KW/h kostet in der Herstellung inklusive Nebenkosten (Planung, Fundamente, Anschlüsse, Zuwege)

• zwischen 950 und 1.300 €/KW Nennleistung mit Getriebe. Das Getriebe muss nach 10 bis 15 Jahren überholt werden.
• zwischen 1.300 und 1.500 €/KW Nennleistung mit elek­tro­ma­gne­ti­schem Feldlager. Da eine solche Windkraftanlage ohne Getriebe auskommt, sind die In­stand­hal­tungs­kos­ten geringer.

Größere Anlagen sind in der Herstellung teurer. Jedoch sind ihre Strom­ge­ste­hungs­kos­ten mit zunehmender Größe der Wind­ener­gie­an­la­ge niedriger. Insbesondere in windschwächeren Gebieten mit niedrigerer Standortgüte zahlen sich größere Nabenhöhen als Vorteil aus. Am wett­be­werbs­fä­higs­ten sind die An­lagen­tech­no­lo­gien mit der geringsten spezifischen Flächenleistung.

Strom­ge­ste­hungs­kos­ten bei Windenergie

Als Strom­ge­ste­hungs­kos­ten werden die Aufwände bezeichnet, die für die Umwandlung von einer anderen Energieform in elektrischen Strom eingesetzt werden müssen. Sie ergeben sich aus den Kapital-, Finanzierungs-, Betriebskosten sowie der angepeilten Ka­pi­tal­ver­zin­sung über die Nutzungsdauer. Verteilung und bedarfsgerechte Pufferung des erzeugten Stroms gehören nicht zu den Strom­ge­ste­hungs­kos­ten. Je nach Kraftwerksart fließen noch Brenn­stoff­kos­ten in die Berechnung ein. Die Strom­ge­ste­hungs­kos­ten werden auch als Levelized Cost of Electricity (LCOE) bezeichnet. Ihre Angabe erfolgt in Euro pro Megawattstunde (€/MWh) oder, wie in unserer Tabelle, in Cent pro Kilowattstunde (ct/KWh). Während die Strom­ge­ste­hungs­kos­ten für fossile Energieträger kontinuierlich steigen, sinken sie für erneuerbare Energien. Das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme untersucht die Strom­ge­ste­hungs­kos­ten für un­ter­schied­li­che Energieträger regelmäßig in Studien.

Strom­ge­ste­hungs­kos­ten (ct/kWh)
Energieträger	2013	2018	2021
Biogas	13,5 – 21,5	10,1 – 14,7	7,2 – 17,3
Erdgas	7,5 – 9,8	7,8 – 10	7,8 – 13,1
Kohle	3,8 – 8	4,6 – 9,9	10,4 – 20
Photovoltaik (klein)	9,8 – 14,2	7,2 – 11,5	5,8 – 8
Photovoltaik (Großkraftwerk)	7,9 – 11,6	3,7 – 8,5	3,1 – 5,7
Wind (Land)	4,5 – 10,7	4 – 8,2	3,9 – 8,3
Wind (See)	11,9 – 19,4	7,5 – 13,8	7,2 – 12,1

Wind­kraft­an­la­gen an Land schneiden laut Studie „Strom­ge­ste­hungs­kos­ten Erneuerbare Energien“ des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme gut ab.

Hat eine Windkraftanlage Anspruch auf eine Vergütung nach dem EEG, bestimmen die Strom­ge­ste­hungs­kos­ten ihre Wirt­schaft­lich­keit, da der Erlös pro erzeugter Kilowattstunde festgeschrieben ist. Als Ab­schrei­bungs­zeit­raum zur Ermittlung der Strom­ge­ste­hungs­kos­ten wird die Dauer der EEG-Förderung angesetzt. Liegen die Strom­ge­ste­hungs­kos­ten unter dem (geförderten) Erlös-Preis, erzielt die Wind­ener­gie­an­la­ge Gewinn.

Nutzungsdauer von Wind­kraft­an­la­gen

Die Halt­bar­keits­gren­ze von Wind­kraft­an­la­gen liegt zwischen 20 und maximal 30 Jahren. In der Praxis läuft die Nutzungsdauer eines Windrades üblicherweise nach 20 Jahren ab. Im Schnitt werden Wind­kraft­an­la­gen aufgrund von Repowering-Maßnahmen früher vom Netz genommen (siehe Kapitel „Dritt­ver­wen­dungs­fä­hig­keit von Wind­kraft­an­la­gen“). Laut Fachagentur Windenergie an Land waren die stillgelegten Wind­ener­gie­an­la­gen im Jahr 2017 im Schnitt erst 16,5 Jahre alt. Technisch wäre die Fortführung der Stromproduktion über die angepeilte Nutzungsdauer hinaus möglich, doch sie ist weniger lukrativ, denn nach 20 Jahren

• fällt die Förderung und damit der garantierte Strom­ab­nah­me­preis weg.
• muss sich die Stromerzeugung (gegen die geförderte, jüngere Konkurrenz) aus markt­wirt­schaft­li­cher Perspektive noch lohnen.
• läuft in der Regel der Pachtvertrag aus.
• steigen die Reparaturkosten.
• steht eine kostenintensive Wei­ter­be­triebs­prü­fung an.

Ge­neh­mi­gungs­recht­li­che Fragestellungen nach Auslauf der Förderung sind unter anderem ein Nachweis der Standsicherung, Prüf- und Be­gut­ach­tungs­pflich­ten aus der im­mis­si­ons­schutz­recht­li­chen Genehmigung sowie deren Fortgeltung.

In der Praxis schlagen Betreiber selten den Weg der Fortführung des Betriebs ein. Zwar steigen die Strompreise, dennoch erscheint die Produktion ohne Netz­ver­gü­tungs­zu­la­ge unrentabel. Die Kosten für den Weiterbetrieb liegen zwischen 2 und 5 Cent pro Kilowattstunde. Die an der Strombörse erzielbaren Einnahmen lagen vor der Strom­preis­explo­si­on Mitte 2021 meist deutlich darunter. Um die Windkraftanlage wirtschaftlich betreiben zu können, müssten die Strompreise noch höher sein – und vor allem langfristig und mit Sicherheit kalkulierbar.

Flächenbedarf von Wind­kraft­an­la­gen

Der Flächenbedarf einer Windkraftanlage ist einerseits überschaubar, andererseits beträchtlich. Die Abstände für Anlagen an Ein­zel­stand­or­ten werden nach den Vorgaben der Lan­des­vor­schrift ermittelt. Für Windfarmen kalkulieren Planer, je nach Anlagentyp, mit 10 bis 20 Hektar pro Windkraftanlage.

Standortfläche von Wind­kraft­an­la­gen

Für das Fundament eines Windrads werden 15 x 15 Meter geeigneter Boden benötigt, Tendenz analog zur Turmhöhe steigend. Hinzu kommen pro Windkraftanlage Zufahrtswege zur nächsten öffentlichen Straße, ein Trafohaus und die Stellfläche für einen Kran, der für die Wartung und bei einer Havarie unabdinglich ist. Diese Komponenten bilden zusammen die Standortfläche. Als genutzte Standortfläche für Windkraft kommt nur baureifes Land beziehungsweise Bauland in Frage. Aus Bauerwartungs- und Rohbauland oder begünstigten Agrar- und Forstflächen können zukünftige Windkraft-Standortflächen entstehen. Auf dem restlichen Grundstück kann prinzipiell weiter Landwirtschaft betrieben werden. Um die Standortfläche herum gibt es noch die Bauwerkfläche und gegebenenfalls eine Baulastfläche. Die Standorte der Windräder sind in den Lageplänen mit Rechts- und Hochwerten, Zuwegen sowie Abstandsflächen gemäß Baurecht eingetragen.

Technische Abstandsfläche von Windrädern

Die technische Abstandsfläche zum nächsten Windrad soll einerseits die Standsicherheit gewährleisten, andererseits eine wirtschaftliche Windausnutzung ermöglichen. Sie beträgt erfahrungsgemäß je 8 Ro­tor­durch­mes­ser in und gegen die Haupt­wind­rich­tung sowie je 5 Ro­tor­durch­mes­ser in die beiden Ne­ben­wind­rich­tun­gen.

Neben der technischen Abstandsfläche zu benachbarten Wind­kraft­an­la­gen dürfen Planer, Bauherren und Betreiber keinesfalls die Abstände zu Nach­bar­grund­stü­cken und Siedlungen außer Acht lassen. Unterschreiten Windparks die etablierten Abstände zu den Nachbarn und überschreiten damit zugelassene Lärmpegel, werden sie Ent­schä­di­gungs­for­de­run­gen der Anwohner kaum abwehren können. Mit folgenden Abstandsflächen sollten Windpark-Erbauer selbst in einer Vorrang- oder Kon­zen­tra­ti­ons­zo­ne für Wind­kraft­an­la­gen mindestens kalkulieren:

• 300 m zu Gehöften und Einzelgebäuden,
• je nach Himmelsrichtung 300 bis 500 m zu Wohnbebauung, die größtenteils außerhalb eines Orts­zu­sam­men­hangs liegt,
• 500 bis 750 m (je nach Himmelsrichtung) zu Wohnsiedlungen innerhalb eines Orts­zu­sam­men­hangs.

Diese Werte liegen laut einem Urteil 7 A 4857/00 des Ober­ver­wal­tungs­ge­richts Nordrhein-Westfalen vom 30.11.2001 „weitgehend sogar noch unterhalb der Schwelle“, mit denen Betreiber im Hinblick auf einzuhaltende Nacht(ruhe)werte auf der sicheren Seite sind. Die Stand Januar 2022 gültigen Schallpegel entnehmen Sie dem Kapitel „Ge­neh­mi­gungs­ver­fah­ren für Wind­kraft­an­la­gen“.

Der Trend geht zu immer höheren Wind­kraft­an­la­gen mit immer größeren Rotoren. Gesamthöhen von mehr als 200 Meter sind keine Seltenheit mehr. Gerade an windschwachen Bin­nen­stand­or­ten haben Anlagen mit großer Nabenhöhe und großem Ro­tor­durch­mes­ser deutlich realistischere Chancen eine Ausschreibung zu gewinnen.

Das höchste Windrad der Welt misst 280 Meter, soll 20.000 Haushalte mit Strom versorgen können, 38.000 Tonnen CO2 einsparen und wird im geplanten deutschen Offshore-Windpark He Dreiht in der Nordsee eingesetzt werden.

Umlagefläche für Windkraft

Unter finanziellen Gesichtspunkten ist der Begriff Umlagefläche relevant. Denn das Nutzungsentgelt kommt nicht mehr nur dem Eigentümer der Windkraftanlage zugute, sondern die umliegenden Grund­stücks­ei­gen­tü­mer und Pächter werden beteiligt, soweit ihre Flächen technisch oder baurechtlich (kreisförmige Baulastenfläche) betroffen sind. Ein anderes Ver­tei­lungs­mo­dell betrachtet die komplette Fläche des Windparks als Umlagefläche.

Unterschieden wird zudem zwischen genutzten und künftigen Umlageflächen. Gegebenenfalls be­ein­träch­tig­tes Forst- oder Agrarland wird der genutzten Umlagefläche zugerechnet. Zur künftigen Umlagefläche zählen begünstigte Agrar- und Forstflächen sowie Rohbau- und Bau­erwar­tungs­land.

Aus­gleichs­flä­chen für Windkraft

Windräder stellen einen erheblichen Eingriff in die Natur und das Landschaftsbild dar. Wer eine Windkraftanlage errichtet, muss diese Um­welt­zer­stö­rung daher kompensieren, konkret: für Aus­gleichs­flä­chen sorgen. Wie viele Hektar die Aus­gleichs­flä­chen umfassen müssen, hängt von der Größe des Flä­chen­ver­brauchs für das Wind­ener­gie­pro­jekt ab sowie diesbezüglichen Vorschriften der Länder. Denn das Bun­des­na­tur­schutz­ge­setz schreibt lediglich einen Flä­chen­aus­gleich vor, konstituiert jedoch keine Größenordnung. Über den Daumen gepeilt fällt für jedes Windrad ein Hektar Aus­gleichs­flä­che an. In der Praxis verfügen Windkraft-Pro­jekt­ent­wick­ler selten über entsprechende zusätzliche Flächen, die nicht unmittelbar für den Betrieb ihrer Wind­kraft­an­la­gen benötigt werden. Daher lagern sie die Verantwortung zur Renaturierung oder Aufforstung gegen eine Kom­pen­sa­ti­ons­zah­lung an Landwirte, Na­tur­schutz­ver­ei­ne oder ihren Verpächter aus. Diese gewährleisten mit den zweckgebundenen Aus­gleichs­zah­lun­gen Biodiversität, indem sie Streuobstwiesen anlegen, Bachläufe renaturieren, Bäume aufforsten und ähnliche Projekte in Angriff nehmen. Durch die Bedingung, für Aus­gleichs­flä­chen zu sorgen, steigen die Preise für solche Agrar- und Forstflächen. 2019 betrugen die Kosten zwischen 12,5 und 17,5 m²; Tendenz durch erhöhten Bedarf steigend.

Instandhaltung von Wind­kraft­an­la­gen

Bei Windkraftwerken handelt es sich um hochkomplexe mechanische Anlagen. Wartung und Re­pa­ra­tur­ar­bei­ten nehmen mit über 40 Prozent die größte Planstelle in der Be­triebs­kos­ten­rech­nung ein. Zwei Mal pro Jahr ist die Wartung aller elektrischen sowie mechanischen Teile der Windkraftanlage vorgesehen. Die Durchführung obliegt dem An­la­gen­her­stel­ler oder einem autorisierten Dienstleister. Das Prü­fungs­spek­trum einer guten Wartung umfasst:

• Inspektion aller An­la­gen­kom­po­nen­ten samt Turm
• Sichtkontrolle (Korrosion, Schimmel, etc.)
• Überprüfung der La­ser­aus­rich­tung sowie des gesamten Triebstranges
• Justierung und Reinigung der Bremsen
• Funk­ti­ons­prü­fung
• Dich­tig­keits­prü­fung
• Dreh­mo­ment­kon­trol­le der Schrauben
• Filterwechsel
• Nachfüllung von Öl

Nichts­des­to­trotz sind Ausfälle bestimmter Baugruppen (aufgrund von Stör­an­fäl­lig­keit) keine Seltenheit. Die Bereiche Elektrik, Elektronik, Hydraulik und Sensorik bedürfen häufiger Reparaturen zwischen den War­tungs­in­ter­val­len. Sofern diese Stillstände in der En­er­gie­pro­duk­ti­on auslösen, sind diese Ausfälle kaum von langer Dauer. Längere Ausfälle verursachen Generator, Getriebe und Rotor. Zwar sind diese Baugruppen selten defekt, allerdings sind Ersatzteile hochpreisig und deren Austausch kann nur mittels Einsatzes eines Krans durchgeführt werden.

Die In­stand­hal­tungs­kos­ten steigen mit zunehmender Betriebsdauer erheblich an. Die Deutsche WindGuard GmbH hat in zwei Studien 2013 und 2015 festgestellt, dass die Wartungs- und In­stand­hal­tungs­kos­ten nach 10 Jahren von 10,5 auf 14,7 €/MWh steigen und damit oft mehr als die Hälfte der Betriebskosten vereinnahmen.

Soll ein Windkraftwerk nach der Ver­trags­lauf­zeit am Netz bleiben, um fortan Strom ohne öffentliche Förderung zu produzieren, ist die Voraussetzung dafür eine kostenintensive Wei­ter­be­triebs­prü­fung mit positivem Bescheid, der der Anlage Wirt­schaft­lich­keit bescheinigt.

Dritt­ver­wen­dungs­fä­hig­keit von Wind­kraft­an­la­gen

Läuft der Förderzeitraum für eine Windkraftanlage aus, ist ein Weiterbetrieb mangels Wirt­schaft­lich­keit eher die Ausnahme. Folglich muss sie be­stim­mungs­ge­mäß demontiert werden. Der Grund­stücks­ei­gen­tü­mer hat Anspruch auf eine rückstandslose Demontage und Entsorgung. Für diesen vollständigen Rückbau werden Rücklagen mit Bankbürgschaft gebildet. Die vollständige Demontage und ordnungsgemäße Entsorgung einer kleinen Windkraftanlage mit einer Nennleistung von 600 KW kostet den Betreiber rund 50.000 Euro. Für eine auf 1.800 KW ausgelegte Anlage verdoppeln sich die Rückbaukosten auf 100.000 Euro. (Was geschieht mit einer demontierten Windkraftanlage?)

Da die Bo­den­ver­sie­ge­lung bei Wind­kraft­an­la­gen relativ gering ist – lediglich das Fundament für den Turm, das Trafohaus und die Zufahrt wird betoniert –, sind die Voraussetzungen für eine schnelle Renaturierung gegeben. Unter anderem kann der Eigentümer das Grundstück als Aus­gleichs­flä­che für andere Wind­kraft­an­la­gen nutzen. Die Bodenpreise für Aus­gleichs­flä­chen steigen stetig an und sind oft lukrativer als land­wirt­schaft­li­che Flächen an Agrarbetriebe zu verpachten oder verkaufen.

Wesentlich sinnvoller ist Repowering. Alte Wind­kraft­an­la­gen werden durch neue, größere Windräder mit höherem En­er­gie­wir­kungs­grad ersetzt. Dazu schließen die Beteiligten (Behörden, Grund­stücks­ei­gen­tü­mer, Be­trei­ber­ge­sell­schaft) im Rahmen einer neuen Ausschreibung der Bun­des­netz­agen­tur neue Verträge, wobei der An­la­gen­be­trei­ber je nach Angebot und Zuschlag wechseln kann. Repowering ist nicht an jedem Standort möglich. Gerade kleinere Standorte scheiden durch Abstandsflächen zu Wohngebieten häufig für ein Repowering mit längeren Rotorblättern aus.

Die Dritt­ver­wen­dungs­fä­hig­keit, die aussagt, mit wie viel oder wenig Aufwand eine Immobilie oder ein Grundstück transformiert werden kann, fließt als Faktor in die Wertermittlung ein. Bei Wind­kraft­an­la­gen ist sie nicht sonderlich hoch, da ein Windrad nicht ohne Weiteres umgenutzt werden kann; und noch geringer, wenn Repowering aufgrund naher Wohngebäude keine Option darstellt.

Einfluss von Fördergeldern auf die Wertermittlung von Windparks

Die Förderung von Wind­kraft­an­la­gen birgt einen beträchtlichen Konflikt. Einerseits wehren sich Im­mo­bi­li­en­be­sit­zer in der Nachbarschaft eines kommerziellen Windparks gegen das Projekt, andererseits sind die Anforderungen an den Umweltschutz hoch.

Die Kosten- und Einnahmenseiten während des geförderten Zeitraums sind durch Pachtverträge und die Ein­spei­se­ver­gü­tung gemäß EEG und Aus­schrei­bungs­zu­schlag relativ gut berechenbar. „Relativ“ deshalb, weil die tatsächlichen Reparaturkosten, etwaige Ent­schä­di­gungs­zah­lun­gen und letztlich die vom tatsächlichen Windaufkommen eingespeiste Strommenge nur als Planspiel beziehungsweise anhand von Er­fah­rungs­wer­ten skizziert werden können. Mit diesen Hochrechnungen kann der Wertermittler bei der Erstellung seines Gutachtens arbeiten, sofern ihm die notwendigen Daten (wie die Höhe der Pacht) zugänglich gemacht werden, er sich selbst einen Überblick (In­au­gen­schein­nah­me) vom Zustand der Windkraftanlage machen kann und über die notwendige Expertise verfügt.

Viele Wind­kraft­an­la­gen können weit über den Förderzeitraum von 20 Jahren Strom produzieren. Allerdings steigen die Ausgaben für Reparaturen mit fort­schrei­ten­dem Alter rapide an. Schwierig wird es nach Ablauf des Förderzeitraums, der in der Regel 20 Jahre beträgt. Entweder betreibt die Windpark-Gesellschaft die Anlagen ohne staatliche Unterstützung weiter und muss sich auf dem Strommarkt mit niedrigeren Abnahmepreisen begnügen, denen höhere Reparatur- und Di­rekt­ver­mark­tungs­kos­ten gegenüberstehen. Die Ein­spei­se­ver­gü­tung an der freien Strombörse ist allerdings sehr volatil und damit nahezu unkalkulierbar. Oder der Betreiber baut die Anlage zurück, um einer anderen Grund­stücks­nut­zung Platz zu machen. In Frage kommt auch Repowering. Doch durch neue, größere Wind­kraft­an­la­gen müssen die potenziellen Erträge sowie die Abstände neu berechnet werden.

Förderung und Politik ermöglichen einerseits Pla­nungs­si­cher­heit, begrenzen andererseits jedoch die Nutzungsdauer von Wind­kraft­an­la­gen. Fördergelder werden bei der Bewertung von Wind­kraft­an­la­gen also insoweit berücksichtigt, als dass sie den Zeitraum für eine akkurate Wertermittlung des Windparks festlegen. Bei der Ermittlung der Wirt­schaft­lich­keit nach ausgelaufener Förderung oder der Bestimmung des Restwerts der Wind­kraft­an­la­gen werden Fördergelder nicht mehr berücksichtigt.

Rechtliche Grundlagen für Wind­kraft­an­la­gen

Da es in unserem Magazin-Beitrag vorrangig um die Wertermittlung von Wind­kraft­an­la­gen geht, halten wir die rechtlichen Rah­men­be­din­gun­gen für Windenergie in Deutschland so kurz wie nötig. Die Punkte

• Einspeisung und Vergütung,
• Rechte und Pflichten,
• Umweltschutz sowie
• die Konstellation Pächter und Grund­stücks­ei­gen­tü­mer

müssen wir allerdings zum besseren Verständnis anschneiden. Gesetzliche Grundlage ist das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) in seiner aktuellen Fassung.

Einspeisung und Vergütung

Die Ein­spei­se­mo­da­li­tä­ten und die Vergütung sind für geförderte Wind­kraft­an­la­gen während des Förderzeitraums transparent. Die Unternehmen bewerben sich mit einem Angebot auf die Ausschreibung der Bun­des­netz­agen­tur für eine Windparkfläche. Der Einspeisepreis, mit dem sie den Zuschlag erhalten, ist der Startpreis. Er beträgt für Wind­kraft­an­la­gen an Land gemäß § 36b EEG 2021 maximal 6 ct/KWh und reduziert sich pro Kalenderjahr um 2 Prozent. Ein Beispiel für eine Vergütung finden Sie in der FAQ-Tabelle „Wie viel finanziellen Ertrag (Nutzungsentgelt) bringt ein Windrad?“

Ausgeförderte Wind­ener­gie­pro­jek­te haben zwei Möglichkeiten, ihre Anlage wei­ter­zu­be­trei­ben. Der Betrieb wird nur fortgeführt, wenn ein Gewinn erzielt oder der Strom zumindest kostendeckend produziert und eingespeist werden kann. Der geläufige Weg ist die Di­rekt­ver­mark­tung über das Stromnetz im Rahmen eines Stromliefer- und Strom­ver­mark­tungs­ver­tra­ges, ein sogenanntes Power Purchase Agreement (PPA). Vertragspartner sind entweder En­er­gie­ver­sor­ger und Stromhändler (Off-Site-PPAs), die Strombörse oder Letzt­ver­brau­cher (über sogenannte Corporate oder On-Site-PPAs).

In der Praxis sind es überwiegend En­er­gie­ver­sor­gungs­un­ter­neh­men, die den Zuschlag erhalten, da die Belieferung von Corporate PPAs mit höheren Aufwänden (Strom muss über einen eigenen Bilanzkreis zum Kunden transportiert werden) verbunden ist. Die garantierten Abnahmepreise gelten während der – in der Regel sehr kurzen – Ver­trags­lauf­zeit und bieten wenig wirtschaftliche Sicherheit. Attraktivere Ein­spei­se­ver­gü­tun­gen gibt es für Wind­ener­gie­pro­jek­te, die einen konstanten Anlagenbetrieb und eine fixe Liefermenge gewährleisten können. Mit dieser Verpflichtung steigt das Haftungsrisiko der Windkraft-Betreiber, da eine Verfehlung der Liefervorgabe sanktioniert wird. Zusätzliche Erlöse erzielt der Betreiber durch den Grünstrom-Nachweis. Meldet der Betreiber seine Anlage im Her­kunfts­re­gis­ter an und erhält einen entsprechenden Her­kunfts­nach­weis, darf er die erzeugte Energie als Grünstrom vermarkten.

Alternativ oder ergänzend kann eine Di­rekt­ver­mark­tung an den Letzt­ver­brau­cher erfolgen. Ein dezentrales Energiekonzept ohne Nutzung des örtlichen Stromnetzes ebnet diesen Vertriebsweg allerdings nur, wenn ein Letzt­ver­brau­cher mit ausreichend hohem Energiebedarf nah genug an der Windkraftanlage liegt, sodass eine Direktleitung wirtschaftlich Sinn ergibt.

Ein Beispiel: Befindet sich ein Rechenzentrum oder eine For­schungs­ein­rich­tung mit Teil­chen­be­schleu­ni­ger wenige Kilometer entfernt im Nachbarort, ist eine Direktleitung plausibel. Ein Vorteil eines Direktvertrags mit einem Letzt­ver­brau­cher ist ein konstanter Strompreis sowie gegebenenfalls eine fest vereinbarte Abnahmemenge und die Befreiung von diversen politisch initiierten Abgaben. Denn en­er­gie­wirt­schaft­li­che Umlagen und Entgelte entfallen bei einer Direktleitung zwischen Kraftwerk und Endkunden; im privilegierten Einzelfall ist sogar eine Lieferung ohne Stromsteuer möglich.

Rechte und Pflichten

Die Betreiber von Wind­kraft­an­la­gen können sich auf folgende Privilegien für erneuerbare Energien berufen:

• vorrangiger Netzanschluss (§ 8 EEG)
• vorrangige physikalische Abnahme, Übertragung von Verteilung des Stroms (§ 11 EEG)
• Erweiterung der Netzkapazität (§ 12 EEG)

Diese Rechte bleiben samt Netz­ver­knüp­fungs­punkt bestehen, wenn der För­de­rungs­zeit­raum abgelaufen ist. Verletzt der Netzbetreiber seine Pflichten, muss er den Wind­kraft­an­la­gen­be­trei­ber entschädigen (§ 13 EEG). Dabei variiert die Höhe des Schadenersatzes je nachdem, ob die Anlage noch gefördert wird oder nicht.

Wind­kraft­an­la­gen, die noch von ihrer 20-jährigen Förderung profitieren, erhalten zudem eine feste, garantierte Ein­spei­se­ver­gü­tung pro Kilowattstunde. Dieser Vorteil fällt bei ausgeförderten Projekten weg; diese müssen sich über die Abnahmepreise an der Strombörse oder des En­er­gie­ver­sor­gers finanzieren.

Zu den Pflichten eines Windpark-Betreibers gehört es, die Anlage technisch so auszustatten, dass der Netzbetreiber die Einspeisemenge bei Netzüberlastung per Fernsteuerung reduzieren kann (§ 9 EEG). Darüber hinaus muss neben dem Netzbetreiber auch der Di­rekt­ver­mark­ter (§ 10b EEG) die Möglichkeit haben jederzeit die Ist-Einspeisung abrufen zu können und die Ein­spei­se­leis­tung stufenweise oder – sofern die technischen Möglichkeiten gegeben sind – stufenlos ferngesteuert zu regulieren.

Weitere Pflichten für En­er­gie­ver­sor­ger ergeben sich aus der Markt­stamm­da­ten­re­gis­ter­ver­ord­nung (MaStRV), die neben einer Registrierung unter anderem eine öffentliche Zugänglichkeit für Daten (§ 15 MaStRV) verlangt.

Umweltschutz

Umweltschutz-Auflagen sind maßgebliche Faktoren für die Planung einer Windkraftanlage. Sobald ein Areal als Vorranggebiet ausgewiesen wird, gilt es, die Umwelteinflüsse zu klären.

Zum Beispiel: Welche Vögel fliegen durch den Einflussbereich des geplanten Wind­ener­gie­pro­jekts und machen dem Bau oder Ausbau (Repowering) eventuell sogar einen Strich durch die Rechnung?

Für die Errichtung der Anlage werden Flächen betoniert (Trafohaus, Kranstellfläche), Zuwege asphaltiert, Fundamente gegossen und Kabeltrassen gegraben. Das Gesetz über Naturschutz und Land­schafts­pfle­ge (kurz: Na­tur­schutz­ge­setz oder BNatSchG) sieht für weitreichende Eingriffe in die Natur und in das Landschaftsbild Aus­gleichs­maß­nah­men vor. Wind­kraft­an­la­gen­be­trei­ber schließen meist Verträge mit Agrar-Grund­stücks­ei­gen­tü­mern, um die geforderten Aus­gleichs­flä­chen zu schaffen. Mit der Bezahlung von Aus­gleichs­flä­chen ist den Anforderungen an den Naturschutz jedoch noch nicht Genüge getan.

Schutzkonzepte für seltene Arten werden erstellt und lärmrelevante Abstände zu besiedelten Gebieten eingehalten. Beispielsweise müssen Strom­netz­be­trei­ber Masten und technische Bauteile von Mit­tel­span­nungs­lei­tun­gen unter der Prämisse konstruieren, dass Vögel keinen Stromschlag bekommen (§ 41 BNatSchG). Den Umfang, den der Umweltschutz einnimmt und welche Gutachten erstellt werden, haben wir im Kapitel „Um­welt­ver­träg­lich­keits­prü­fung für Wind­kraft­an­la­gen“ vorgestellt.

Vertrag zwischen Pächter und Grund­stücks­ei­gen­tü­mer

Oftmals ist der Betreiber der Windfarm nicht der Eigentümer des Grundstücks, auf dem der Windpark errichtet wird. Ein Vertrag regelt das Verhältnis zwischen Grund­stücks­ei­gen­tü­mer und Pächter. Um die vertraglichen Nutzungsrechte abzusichern, wird das Grundstück zu Gunsten des Pächters mit einer persönlichen Dienstbarkeit im Grundbuch belastet. Übliche Bestandteile des Nut­zungs­ver­trags zwischen Eigentümer der Grund­stücks­flä­chen und dem Betreiber des Wind­ener­gie­pro­jekts als Pächter sind:

• Haftung,
• Freistellung des Grund­stücks­ei­gen­tü­mers von Ansprüchen Dritter,
• Ersetzung von Flurschäden sowie
• Abbau der Windkraftanlage nach Vertragsende auf Kosten des Betreibers.

Rückbau

Wind­park­be­trei­ber sind bei Aufgabe der Anlage zum Rückbau verpflichtet. Exemplarisch hierfür ist unter anderem der Beschluss 3 UZ 2619/03 vom 12.01.2005 des Hessischen Ver­wal­tungs­ge­richts­hofs:

„Um die Be­ein­träch­ti­gung beim Landschaftsbild und im Funk­ti­ons­zu­sam­men­hang beim Schutzgut Boden rückgängig zu machen, ist nicht nur der Ausbau des oberirdischen Teils der Windkraftanlage geboten, sondern auch die Entfernung des Betonfundaments.“

Sprich: Auch das Betonfundament und die Pfähle müssen entfernt werden – auch der unterirdische Teil.

Für die Demontage der Windkraftanlage hat der Betreiber Rücklagen zu bilden. Die Höhe der Rück­la­gen­bil­dung wird vertraglich festgeschrieben. Kostenpunkt aus der Praxis: Ein Betreiber einer Windkraftanlage mit 2,4 KW Nennleistung hat vor Gericht angegeben, dass die Errichtung eines Fundaments rund 250.000 Euro verursacht, der Rückbau 100.000 Euro.

Kümmert sich der (insolvente) Betreiber nicht darum, das zuvor oft land­wirt­schaft­lich genutzte Grundstück in seinen Originalzustand zu­rück­zu­ver­set­zen, wird es kompliziert. Im Regelfall wird die Wind­ener­gie­an­la­ge zum wesentliche Bestandteil des Grundstücks (§ 94 BGB) – womöglich unter Erstattung des Restwertes der Anlage durch den Grund­stücks­ei­gen­tü­mer an den In­sol­venz­ver­wal­ter des bisherigen Betreibers. Ist der Betreiber nicht fähig, den Rückbau durchzuführen, steht erst einmal der Grund­stücks­ei­gen­tü­mer in der Verantwortung.

Der Grund­stücks­ei­gen­tü­mer kann im Ernstfall nicht einmal mit Sicherheit von § 928 BGB profitieren und sein Eigentum abtreten. Das Bun­des­ver­fas­sungs­ge­richt schiebt ihm hier mit seinem Beschluss 1 BvR 83/97 im Grund IV 2a einen Riegel vor:

„Das Bun­des­ver­fas­sungs­ge­richt hat im Beschluss vom 16. Februar 2000 entschieden, dass auch eine Kostenbelastung, die den Verkehrswert des Grundstücks nach Durchführung der Sanierung übersteigt, zumutbar sein kann, wenn der Eigentümer das Risiko der entstandenen Gefahr bewusst in Kauf genommen hat.“

Erst wenn auch dieser (wegen Insolvenz) ausfällt, greift die Ge­neh­mi­gungs­be­hör­de (zu deren Gunsten die Sicherheit eingerichtet wurde, meist der Landkreis) im Rahmen der sogenannten „Ersatzvornahme“ auf die Sicherheit zurück.

Auswirkungen von Wind­kraft­an­la­gen auf Nach­bar­grund­stü­cke

Eine Windkraftanlage wirkt sich auf die Nach­bar­grund­stü­cke aus. Anwohner reklamieren einen unzumutbaren Eingriff in das Landschaftsbild, eine Be­ein­träch­ti­gung ihrer Lebensqualität und vor allem Lärm. In diesem Abschnitt erläutern wir wertrelevante Auswirkungen eines Wind­kraft­pro­jekts auf angrenzende Grundstücke sowie die Rückkopplung, die der Unmut der Bevölkerung in unmittelbarem Einzugsgebiet einer Windkraftanlage auf den Betreiber haben kann.

Wertminderung von Grundstücken in der Umgebung einer Windkraftanlage

Die vor­ge­schrie­be­nen Abstandsflächen von Wind­kraft­an­la­gen zu bebauten/besiedelten Gebieten betragen je nach Rotorlänge teilweise nur einige Hundert Meter. Mit einem Wertverlust ihrer Immobilie müssen hingegen Grund­stücks­ei­gen­tü­mer in einem Radius von bis zu 8 Kilometern um eine Windkraftanlage rechnen.

Energieökonom Prof. Dr. Manuel Frondel leitet den Kom­pe­tenz­be­reich „Umwelt und Ressourcen“ des Rheinisch-Westfälischen Instituts für Wirt­schafts­for­schung und hat mit drei Kollegen eine umfangreiche Datensammlung ausgewertet. Im Gegensatz zur Wertermittlung auf Basis von tatsächlichen Kaufpreisen, wie sie Im­mo­bi­li­en­gut­ach­ter durchführen, haben die Schöpfer der nicht mehr im Netz verfügbaren Ruhr Economic Papers #791 („Local Cost for Global Benefit: The Case of Wind Turbines“) die Angebote auf Immobilienscout24 zwischen 2007 und 2015 als Quelle verwendet, um den Effekt von Wind­kraft­an­la­gen auf die Im­mo­bi­li­en­prei­se zu untersuchen. Demnach beträgt der Wertverlust für Immobilien, die innerhalb von einem Kilometer Abstand zu einer Windkraftanlage stehen, gemäß eines algorithmisch verfeinerten hedonistischen Ver­gleichs­wert­ver­fah­rens im Schnitt 7,1 Prozent.

Der Bundesfinanzhof hat am 22. Juni 2006 (Az. II B 171/05) entschieden, dass ungewöhnlich hohe Immissionen von Wind­kraft­an­la­gen im Einzelfall eine Senkung des Einheitswertes (und damit der Grundsteuer, der Gewerbesteuer und der Zweit­woh­nungs­steu­er) rechtfertigen können. Weist ein öffentlich bestellter und vereidigter Sach­ver­stän­di­ger in seinem Ver­kehrs­wert­gut­ach­ten einen niedrigeren Wert nach als das Finanzamt, stehen ihre Chancen auf Anerkennung gut.

Mit Wertverlusten von 23 Prozent sind alte Häuser in ländlichen Regionen am stärksten betroffen. Häuser am Stadtrand verlieren bei gleicher Entfernung zum Windrad fast nicht an Wert. Offenbar fällt die Lärmbelastung, die durch die Windkraftanlage entsteht, in der idyllischen Ruhe halbverwaister Landstriche stärker auf und ins Gewicht – ebenso wie ihre Auswirkung auf das Landschaftsbild. Wirklich quantifizierbar sind die Wertverluste schwer, denn das Gros der Im­mo­bi­li­en­käu­fer nimmt Abstand von einem Erwerb, wenn das Wohngrundstück in der Nachbarschaft einer Windkraftanlage liegt.

Abwehrrechte und Entschädigung von Nachbarn

Obwohl Wind­kraft­an­la­gen Teil der politischen Energieagenda sind und als erneuerbare Energien Vorrang und Förderung genießen, haben Anwohner Abwehrrechte.

Vor der Genehmigung

Vor der Erteilung einer Genehmigung können Bürger, bei amtlich oder mittels persönlichem Be­hör­den­schrei­ben bekannt gemachten An­hö­rungs­ver­fah­ren, Einwände vorbringen. Spätere Rechtsbehelfe gegen Genehmigungen (Bebauungsplan) sind oftmals nur möglich, wenn die Einwendungen im An­hö­rungs­ver­fah­ren geltend gemacht wurden. Allerdings findet nicht jedes Ge­neh­mi­gungs­ver­fah­ren für Wind­kraft­an­la­gen unter Einbezug der Öffentlichkeit statt.

Gemeinden, auf deren Flur eine Windkraftanlage errichtet werden soll, haben vor der Ge­neh­mi­gungs­er­tei­lung zwei Optionen, das Wind­ener­gie­pro­jekt zu vereiteln:

• Mit einer aktiven Bauleitplanung kann eine Gemeinde gemäß Baugesetzbuch für ihr Gebiet durch eine Po­si­tiv­aus­wei­sung einer oder mehrerer Flächen zur Nutzung für Windenergie die zu nutzenden Flächen begrenzen (§ 35 Abs. 3 BauGB).
• Gemeinden sind Träger öffentlicher Belange und als solche an der Regionalplanung zu beteiligen. Wird das Recht einer Gemeinde durch ein Planverfahren verletzt, kann die Gemeinde Bezug nehmend auf § 47 Ver­wal­tungs­ge­richts­ord­nung (VwGO) das Ober­ver­wal­tungs­ge­richt zur Überprüfung der Gültigkeit anrufen.

Nach der Genehmigung

Nach erteilter Genehmigung besteht die Möglichkeit, eine Klage gegen den Ge­neh­mi­gungs­be­scheid vor Gericht einzureichen. Die Klagefrist beträgt einen Monat nach zugestellter Genehmigung beziehungsweise mit dem Erscheinungstag des Amtsblattes, in dem die Genehmigung öffentlich bekannt gemacht wird. Zur Einhaltung der Frist gilt nicht das Datum des Poststempels, sondern die schriftliche Zustellung beim zuständigen Gericht (nicht per E-Mail). Der Kläger muss von den Immissionen betroffen sein beziehungsweise in seinen Rechten verletzt werden. Dieses Rechtsmittel steht natürlichen und juristischen Personen (auch Gemeinden) zur Verfügung. Bür­ger­initia­ti­ven erfüllen diese Voraussetzung selten. Sie können zur Abwehr von Wind­kraft­pro­jek­ten ebenso wie Nicht­re­gie­rungs­or­ga­ni­sa­tio­nen (NGOs) versuchen, sich auf die Aarhus-Konvention berufen. Das EU-Parlament hat das Klagerecht am 5. Oktober 2021 entsprechend ausgeweitet.

Klage und Widerspruch sorgten für einstweiligen Rechtsschutz betroffener Anwohner. Am 5. November 2020 hat der Bundestag beschlossen, Investitionen zu beschleunigen. Dementsprechend wurde das Bundes-Im­mis­si­ons­schutz­ge­setz angepasst, wonach die aufschiebende Wirkung von An­fech­tungs­kla­gen und Widersprüchen für Wind­kraft­an­la­gen an Land de facto entfallen (§ 63 BImSchG). Vorteil für den Windkraft-Investor: Er kann sofort mit dem Bau beginnen. Nachteil ist das un­ter­neh­me­ri­sche Risiko dabei: Ist die Anfechtung von Erfolg gekrönt, erfolgt ein sehr früher Rückbau.

Luftraumnutzung

Nicht immer sind es Anwohner, Bür­ger­initia­ti­ven und Gemeinden, die gegen ein Wind­ener­gie­pro­jekt vorgehen. Das Militär erweist sich als wesentlich mächtigerer Gegner. In einer Branchenumfrage der Fachagentur Windenergie an Land im Jahr 2019 kristallisierte sich heraus, dass mehr als 900 projektierte Wind­kraft­an­la­gen mit einer Gesamtleistung von 3.600 MW durch militärische Luftraumnutzung (Flug­si­che­rungs­ra­dar, Hub­schrau­ber­tief­flug­stre­cke, Luft­ver­tei­di­gungs­ra­dar, Link 16 (taktischer Datenlink des Militärfunks), Mindestabstand Sicht­flug­stre­cke, Nacht­tief­flug­stre­cken­sys­tem, Ra­dar­füh­rungs­min­dest­hö­he, Übungsgebiet) blockiert werden. Fast die Hälfte davon betraf Niedersachsen und Nordrhein-Westfalen (NRW).

Dass die Ausweisung eines Vorranggebietes für Windkraft noch nicht einmal die halbe Miete für eine realisierte Installation von Windrädern ist, unterstreicht der Blick auf die Blockierung durch Drehfunkfeuer in derselben Erhebung. Drehfunkfeuer sind von der Deutschen Flugsicherung (DFS) betriebene Na­vi­ga­ti­ons­an­la­gen für den Luftverkehr. Sie bremsten Stand Q2/2019 nach Angaben der Pro­jekt­ent­wick­ler 1.140 Wind­kraft­an­la­gen mit einer Gesamtleistung von 4.800 MW. Als größter Spielverderber erwies sich das Drehfunkfeuer in Nörvenich (NRW), von dem 211 geplante Wind­kraft­an­la­gen mit einer Gesamtleistung von 684 MW betroffen waren. Das sind mehr als doppelt so viele wie in Fürstenwalde (Brandenburg, 102 Anlagen, 507 MW), Nienburg (Niedersachsen, 101 Anlagen, 471 MW) und Leine (Niedersachsen, 100 Anlagen, 460 MW) auf den Plätzen 2 bis 4. Teilweise lehnten die Behörden die Genehmigung bereits im Da­ten­er­he­bungs­zeit­raum ab oder die Pro­jekt­ent­wick­ler zogen ihren Antrag zurück.

Entschädigung von Anwohnern

Die Entschädigung von Anwohnern ist in Deutschland aktuell nicht vorgesehen, solange die gültigen Abstandsflächen und Lärmwerte eingehalten werden. Das scheint in der hiesigen Politik und Rechtsprechung sowohl für gesundheitliche Auswirkungen als auch für die Wertminderung von Immobilien durch Wind­kraft­an­la­gen zu gelten.

Deutsche Gerichte weigern sich bislang, gesundheitliche Belastungen wie Herzrasen, Kopfschmerzen, Schlafstörungen und Tinnitus auf den Einfluss von Wind­kraft­an­la­gen zurückzuführen. Ein Be­ru­fungs­ge­richt im französischen Toulouse hat diesen Zusammenhang am 8. Juli 2021 anerkannt und den Betreiber eines Windparks zu Schadenersatz verurteilt. Dem klagenden Ehepaar wurden einem FAZ-Bericht zufolge etwas mehr als 100.000 Euro zugesprochen, davon 30.000 Euro für den Wertverlust seiner Immobilie.

Nichts­des­to­trotz verursachen die Rotoren des Windrads Lärm, einen periodischen Schattenwurf bei Son­nen­ein­strah­lung sowie Lichtreflexe („Discoeffekt“). Sofern ein Windpark-Betreiber den Anwohnern dennoch eine Entschädigung zahlt, ist diese steuerfrei, wenn die Zahlung zur Kompensation für Lärm und Schlagschatten ist. Handelt es sich hingegen um eine Aus­gleichs­zah­lung, mit der verlorene Einkünfte abgegolten werden, ist der Betrag steuerpflichtig.

Häufige Fragen zum Wert von Wind­kraft­an­la­gen

Zum Abschluss des weitreichenden Themas Wertermittlung von Wind­kraft­an­la­gen beantworten wir noch einige oft gestellte Fragen dazu.

Dabei gilt es zu berücksichtigen, dass ohnehin meist nur zirka 80 Prozent des Nut­zungs­ent­gelts zur Aufteilung unter den Nutznießern der Umlagefläche zur Verfügung stehen. Rund 20 Prozentfließen für die Bereitstellung von Flächen zum Betrieb von Wind­kraft­an­la­gen direkt an die Grund­stücks­ei­gen­tü­mer, sofern diese die Anlagen nicht selbst betreiben. Damit werden ihnen die Abtretung von Nutzungsrechten für Standort- und Zu­we­gungs­flä­chen schmackhaft gemacht und die wirt­schaft­li­chen Nachteile für die Restflächen abgegolten. Die Eigentümer erhalten jährlich wiederkehrende Zahlungen über die gesamte Laufzeit des Windkraftwerks sowie einmalige Ablösebeträge.

Sind land­wirt­schaft­li­che Pächter mit langfristigen Pachtverträgen von der Windkraftanlage unmittelbar betroffen, wird der Umsatzanteil des Nut­zungs­ent­gelts, der den Standortflächen und Zuwegen zugesprochen wird, weiter aufgeteilt. Der Grund­stücks­ei­gen­tü­mer behält dann 85 Prozent von seinem Anteil und reicht 15 Prozent an seine Agrar-Pächter weiter. Dies dient der „Abgeltung aller wirt­schaft­li­chen Erschwernisse“, die in Zusammenhang mit der Windkraftanlage stehen (vgl. „Bewertung von Grundstücken mit Wind­ener­gie­an­la­gen“ von Herbert Troff in „Der Im­mo­bi­li­en­be­wer­ter 5 / 2011, S. 3ff.).

Mancherorts fordern die Gemeinden, auf deren Gemarkung die Windkraftanlage errichtet wird, ihr Stück vom Kuchen. Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG 2021) erlaubt Wind­kraft­an­la­gen­be­trei­bern explizit, Kommunen im Umkreis von 2,5 Kilometern um die Mitte des Windkraftturms einseitige Zuwendungen in Höhe von 0,2 Cent pro Kilowattstunde (KWh) eingespeister Strommenge ohne Gegenleistung anzubieten (§ 6 EEG). Windparks in der Hand von Bür­ger­ver­ei­ni­gun­gen oder Ge­nos­sen­schaf­ten verteilen das Nutzungsentgelt wiederum ganz anders als Kapitalmarkt orientierte Unternehmen oder GmbHs.

• kalkulierte eingespeiste Strommenge pro Jahr: 4 Mio. Kilowattstunden (KWh)
• Ein­spei­se­ver­gü­tung im ersten Jahr: 6 Cent pro Kilowattstunde (ct/KWh)
• jährliche Pacht 15 %
• 0,2 ct/KWh fließen an die Gemeinde

In der Realität weichen die Zahlen ab, da nicht das komplette Nutzungsentgelt in den Verteilungstopf wandert, sondern der Um­la­ge­flä­chen­an­teil nur 80 Prozent ausmacht. 20 Prozent gehen direkt an denjenigen, dem Zuwege- und Standortflächen gehören.

Jahr	Vergütung (€)	Nutzungsentgelt	Pacht	Gemeinde	Betreiber
2022	0,0600	240.000	36.000	8.000	196.000
2023	0,0588	235.200	35.280	8.000	191.920
2024	0,0576	230.496	34.574	8.000	187.922
2025	0,0565	225.886	33.883	8.000	184.003
2026	0,0553	221.368	33.205	8.000	180.163
2027	0,0542	216.941	32.541	8.000	176.400
2028	0,0532	212.602	31.890	8.000	172.712
2029	0,0521	208.350	31.253	8.000	169.098
2030	0,0510	204.183	30.627	8.000	165.556
2031	0,0500	200.099	30.015	8.000	162.085
2032	0,0490	196.097	29.415	8.000	158.683
2033	0,0480	192.176	28.826	8.000	155.349
2034	0,0471	188.332	28.250	8.000	152.082
2035	0,0461	184.565	27.685	8.000	148.881
2036	0,0452	180.874	27.131	8.000	145.743
2037	0,0443	177.257	26.588	8.000	142.668
2038	0,0434	173.711	26.057	8.000	139.655
2039	0,0426	170.237	25.536	8.000	136.702
2040	0,0417	166.832	25.025	8.000	133.808
2041	0,0409	163.496	24.524	8.000	130.971

Tabelle: So hoch sind die Einnahmen für die Profiteure der Windkraftanlage bei 4 Mio. KWh eingespeistem Strom pro Jahr zu den vereinbarten Konditionen in den ersten 20 Jahren.

Offshore-Wind­kraft­an­la­gen sind leis­tungs­fä­hi­ger. Einerseits sind sie üblicherweise größer als Windräder an Land, andererseits bekommen sie ohne umliegende Bebauung wesentlich mehr Wind. Daher leisten Offshore-Wind­ener­gie­pro­jek­te deutlich mehr. Bis zu 60 Millionen KWh Strom produzieren Wind­kraft­an­la­gen auf See pro Jahr und versorgen damit rund 17.000 Haushalte mit Energie. Der Offshore-Windpark „Wikinger“ zwischen Rügen und Bornholm bringt es mit seinen 70 Windrädern im Idealfall auf eine Leistung von 350 Megawatt und deckt damit den Strombedarf von Mecklenburg-Vorpommern zu einem Fünftel.

Wenn Sie sich mit dem Landwirt, dem staatlichen Verpächter (oft Forste) oder sonstigem Grund­stücks­ei­gen­tü­mer einig geworden sind und die Genehmigung für die Wind­kraft­an­la­gen bekommen haben, errichten Sie die Windräder im Regelfall mittels eines zeitlich begrenzten Nutzungsrechts. Dieses Nutzungsrecht räumt Ihnen als Betreiber der Windkraftanlage ein, die notwendigen Flächen für Standort, Stromleitung und Zuwege zu nutzen. Dafür entrichten Sie ein Entgelt (Pacht) an den Grund­stücks­ei­gen­tü­mer (Verpächter). In den meisten Fällen wird das Nutzungsrecht mittels beschränkter persönlicher Dienstbarkeit dinglich im Grundbuch abgesichert. Das Windrad selbst wird als bewegliche Sache behandelt und kann damit zur Sicherheit (Finanzierung) übereignet werden.

Gerade Anlagen, die im Rahmen von Repowering vorzeitig ausrangiert werden, haben, je nach Alter und Zustand, einen soliden Restwert. Der Wie­der­ver­wer­tungs­er­lös geht über den Schrottwert hinaus.

Das zweite Szenario betrifft Wind­kraft­an­la­gen, die keinen Abnehmer mehr finden: Sie werden verschrottet. Eine Windkraftanlage besteht – bezogen auf ihr Gewicht – zu 90 Prozent aus Stahl, Metallen und seltenen Erden. Aus der Verschrottung kann der Eigentümer der Anlage noch Kapital schlagen.

Lediglich für die Rotorblätter mangelt es an zah­lungs­kräf­ti­gen Abnehmer. Da Rotorblätter aus Ver­bund­werk­stoff bestehen, gestaltet sich das Recycling als schwierig. Ze­ment­her­stel­ler nutzen sie teilweise für die Verbrennung.

Sichern Sie den angestrebten Verkaufspreis durch ein Wertgutachten ab, anstatt das erstbeste Angebot zu akzeptieren! Die Wertermittlung von gebrauchten Wind­kraft­kraft­an­la­gen enthält auf Wunsch eine Wirt­schaft­lich­keits­be­rech­nung und kann zeitnah durch unsere versierten Gutachter erfolgen.