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Geplanter Windpark in Eltville: Wie in „Machbarkeitsstudien“ Rentabilität herbeigerechnet wird

Oktober 14, 2026 6 Min Read

Ich hätte es nicht geglaubt, aber es schein so zu sein: Im Februar 2024 haben sich in einem Bürgerentscheid 57,41% derjenigen, die daran teilgenommen haben, das waren genau 7.400 von 13.589 Bürgern, dafür ausgesprochen, einen Windpark in Eltville, genau im Vorranggebiet 2-414 (Nord) und 2-439 also auf einem Hügel im Wald zu errichten. Die Stadtverordnetenversammlung hat im Dezember 2025 „mit großer Mehrheit“ und bei 2 AfD-Gegenstimmen, den Weg frei gemacht, um Vertragsverhandlungen mit Entega Regenerativ GmbH aufzunehmen, mit dem Ziel, einen Windpark auf den genannten Flächen zu errichten.

Entega plant seither und basierend auf vergangenen Planungen und unter Maßgabe der neuesten und für die Lage in Eltville „effizientesten“ Modelle kann man davon ausgehen, dass am Ende der Planung 5 Windturbinen von Typ Enercon E175 mit einer Nabenhöhe von je nach Modellvariante 162 Metern oder 175 Metern, einem Rotordurchmesser von 175 Metern und einer Gesamthöhe von 249 Metern oder 262 Metern im Wald errichtet werden sollen. Die Windturbinen haben eine Nennleistung von 7 Megawatt, ergibt 35 Megawatt im Ensemble und damit den Ausgangswert für uns, denn wir zeigen in diesem Post, wie die Annahmen, die gutgläubigen Leuten als Bürgerinformation präsentiert werden, so gewählt sind, dass am Ende eine Rentabilität für ein Projekt steht, dessen Rentabilität mitnichten so sicher ist, wie präsentiert.

Geht es um Windparks, dann hängt die gesamte Rentabilität in den präsentierten Hochglanzbroschüren letztlich von der realisierbaren Windgeschwindigkeit ab. Alle Windkraft-Rechnung basiert auf einer standardisierten Anlage, die in 100 Metern Nabenhöhe auf Windgeschwindigkeiten von 6,25 m/s trifft. Diese Normturbine bildet das Maß der Dinge, an dem z.B. die Schlechtwindzuschläge berechnet werden.

Die Machbarkeitsstudie, die im Auftrag der RheingauWind Bürgergsellschaft für die beiden Standorte in Eltville erstellt wurde, geht von 6,6 m/s Windgeschwindigkeit aus. Das ist ein Wert, der recht deutlich von den Werten abweicht, die in den hessischen Flächensteckbriefen für die beiden Vorranggebiete 2-414 (Nord) und 2-439 in der Gemarkung von Eltville angegeben werden, nämlich: 2-414: 5,75 m/s bis 6,5 m/s und 2-414: 5,75 m/s bis 6,25 m/s. Im Spiel der Summen, das Rentabilitätsrechnung für Windparks oder „Machbarkeitsstudie“ geworden ist, entfalten bereits kleine Abweichungen eine große Wirkung, wie wir in diesem Post zeigen werden. Hinzu kommt, dass es NORMALERWEISE üblich ist, in Waldstandorten, wie den in Eltville geplanten, einen Abschlag von 0,1 m/s bis 0,3 m/s zuweilen 0,4 m/s für eine erhöhte Oberflächenrauigkeit zu machen. Während die Machbarkeitsstude also in allem Optimismus von 6,6 m/s reaslierbarer Windgeschwindigkeit in Eltville ausgeht, dürfte die wahrscheinliche Windgeschwindigkeit, die realisiert werden kann, im Jahresmittel eher bei einem Wert zwischen 5,6 und 6 m/s liegen. Wie sich eine solche Veränderung in der Annahme von Windgeschwindigkeit auf die „Machbarkeit“ auswirkt, das zeigen wir nun.

Grundlage sind 5 Enercon E175, die mit den folgenden Investitions- und Betriebskosten (angepasst auf den Standort Eltville)
verbunden sind:

47,25 Millionen Euro Baukosten und 1,4 Millionen Euro jährlich anfallende Betriebskosten müssen innerhalb von 20 Betriebsjahren finanziert werden.

Damit diese Finanzierung gelingt, gibt es eine Reihe von Sicherungen, mit denen die Betreiber von Windparks von realen Marktverhältnissen abgeschirmt werden sollen. Gesammelt werden die Sicherungsmechanismen im Erneuerbare Energiengesetz (EEG), das im Wesentlichen angibt, wie viel Zuschuss Bürger geben müssen, damit sich die Betreiber in Sicherheit und ohne unternehmerisches Risiko auf das Kassieren der Erlöse konzentrieren können.

Die „Goodies“ aus dem EEG gibt es im Wesentlichen als Zuschlag und als „Schlechtwindfaktor“. Der Zuschlag steht am Ende einer Bieterrunde, die die Bundesnetzagentur ausschreibt. Betreiber nennen in diesen Runden den Preis, den sie mindestens als garantierten Grundpreis von Steuerzahlern erhalten wollen, um ihren Windpark zu bauen, die Bundesnetzagentur erteilt Zuschlag für diejenigen, die am „günstigsten“ sind. Da die letzten Runden alle überzeichnet waren, mehr Betreiber an Steuerzahlern schmarotzen wollten als man selbst bei der Bundesnetzagentur für noch vertretbar ansieht, sind die Zuschlagspreise auf zuletzt 4,79 ct/kwh im August 2026 von 5,54 ct/kwh im Februar 2026 gefallen. Neben dem Zuschlag ist der „Schlechtwindfaktor“, der Betreiber von Windparks an Orten, die eigentlich zu schlecht sind, als dass man Windkraft dort betreiben könnte, belohnt, von Bedeutung. Mit einem Faktor von bis zu 1,55 (soll in der Novelle des EEG auf 1,65 steigen), wird der Zuschlagspreis multipliziert, um den letztendlichen auf 20 Jahre aus dem EEG garantierten Preis zu errechnen.

Auf Basis vergangener Ausschreibungen und auf Basis einer Standortgüte von rund 80% (gemessen am oben erwähnten Normwindrad mit 6,25 m/s in 100 Metern Höhe) ergibt sich ein Schlechtwindfaktor von rund 1,2 für den im Machbarkeitsgutachten angegebenen Wert von 6,6 m/s, der mit dem Zuschlagswert multipliziert wird (z.B. 4,79 * 1,2). Indes, mit einer sinkenden Standortgüte steigt der Schlechtwindfaktor, so dass unsere Modelle im Folgenden auf Zuschlagswerten zwischen 1,45 (bei 5,6 m/s) und 1,2 (bei 6,6 m/s) variieren.

Ziel dieses Beitrags ist es zu zeigen, wie die Annahmen, die Betreiber in ihren „Gutachten“ meist unwidersprochen machen und in einer Hochglanzbroschüre denen präsentieren, die sich aus dem Bau eines Windparks Einnahmen für das Gemeindekässchen versprechen, das Ergebnis beeinflussen.

Wir rechnen daher Rentabilitätsprüfungen für drei WIND-Szenarien

5,6 m/s entspricht rund 2.000 Volllaststunden;
6 m/s entspricht rund 2.300 Volllaststunden;
6,6 m/s entspricht rund 2.600 Volllaststunden;

Um den Erlös zu bestimmen, den der Windpark am Strommarkt erhalten kann, nehmen wir die durchchnittlichen Erlöse der letzten 20 Jahre und ihre Streuung auf monatlicher Basis zum Ausgangspunkt, um einen Möglichkeitsraum für die Preisentwicklung der nächsten 20 Jahre zu schaffen, den wir mit 400 Monte-Carlo-Simulationen für die drei oben genannten Wind-Szenarien „durchwandern“. Am Ende dieses Random Walk, den wir für jedes WIND-Szenario und für Vergütung nach EEG2017 und die EEG2026-Novelle (sofern sie kommt) durchgeführt haben, steht das folgende Betriebsergebnis:

Durschnittliche Windstärken von 6 m/s sind notwendig, um den Windpark in die Gewinnzone zu führen und diese Gewinnzone erreicht der Windpark in unseren Modellen nur dann, wenn der gesamte Strom zu Marktpreisen veräußert werden kann.

Bei der Berechnung der Entwicklung zukünftiger Marktpreise und der Modellierung der zukünftigen Preise haben wir monatliche Durchschnittswerte angesetzt und diese Werte mit dem Stromerzeugungsmuster, wie es in Deutschland betriebene Windturbinen zeigen (im Winter meist mehr als im Sommer usw.) gewichtet. Die präsentierten Ergebnisse stellen sich somit unter Annahmen ein, die man als sehr konservativ beschreiben muss, was die Ergebnisse zu im besten Fall erreichbaren Ergebnissen macht. Die Angaben in der Tabelle oben basieren auf konstanten Betriebskosten. Offenkundig eine illusorische Annahme. Rechnet man die wahrscheinlich Entwicklung von Inflation, basierend auf derselben der letzten 20 Jahre, mit ein, dann ergeben sich Abschläge von 6 Millionen Euro für die Szenarien, was das 6 m/s WIND-Szenario in die Nicht-Rentabilität treibt und sehr deutlich macht, wie dünn der Faden ist, an dem die „Gewinnkalkulationen“ der Betreiber in der Regel hängen.

Unter den bestmöglichen Bedingungen für den Windpark und ausschließlich für Marktmodelle haben wir den Verlauf des „Cash-Flows“ über 20 Betriebsjahre für die jeweiligen WIND-Szenarien berechnet. Die folgende Abbildung zeigt geradezu in dramatischer Weise, wie leicht es ist, mit übertriebenen Windgeschwindigkeiten eine Rentabilität herbeizurechnen:

Die Darstellung basiert auf dem durchschnittlichen Markterlös aus den in 400 Random Walks für jedes WIND-Szenario errechneten Markterlösen. Davon muss man die Wahrscheinlichkeit, dass eines der drei Modelle in die Gewinnzone gelangt, unterscheiden. Sie liegt bei 5,6 m/s bei 5% (20 von 400 Walks möglicher Markterlöse endeten im positiven Bereich), bei 6 m/s bei 49% (196 von 400 Walks) und bei 6,6 m/s bei 92% (368 von 400 Walks). Nur bei optimalen Annahmen ist es möglich, die Wahrscheinlichkeit eines Gewinns am Ende von Betriebsjahren über die Wahrscheinlichkeit, den Wurf einer Münze mit „Zahl“ zu beenden, zu erhöhen.

Das zeigt sehr deutlich, wie wichtig die angenommene Windgeschwindigkeit am Standort ist und es zeigt besonders deutlich, warum in der „Machbarkeitsstudie“ von 6,6 m/s und nicht von einem Bereich zwischen 5,6 m/S und 6,0 m/s als wahrscheinlichstem Bereich, in dem sich die durchchnittliche pro Jahr realisierte Windgeschwindkeit bewegen wird, ausgegangen wird.

Am Ende von 20 Betriebsjahren hat man sich dann halt „verschätzt“.
Dessen ungeachtet bleibt die Verwüstung, die gerade Windparks, die im Wald errichtet werden, hinterlassen. Etliche Studien, die wir in unseren Windkraft-Files besprochen haben, zeigen eine Verarmung und Erosion der Böden, das Verschwinden von Mikroorganismen und eine de facto Versteppung der Umgebung von Windturbinen.

Alles, um einen ideologischen Traum zu leben …
Ansonsten ist direkte Anschauung immer noch das beste Fenster in die Realität.

Quelles

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