LEALandesEnergieAgentur Hessen
Bauleitplanung & Wärmesektor · Wirtschaftlichkeit Windenergie

Der Wertschöpfungskuchen eines Windrads

Wohin fließt jeder Euro Stromerlös — und welcher Rest lässt sich über die Bauleitplanung kommunal abschöpfen, um damit den Wärmesektor querzufinanzieren? Modell je Windenergieanlage (7 MW, Enercon E‑175, 25 Betriebsjahre), kalibriert an RBID‑Modell & endura‑Wirtschaftlichkeitsberechnung. Alle Hebel sind Regler.

Kommunaler Rest je Windrad — abschöpfbar für Wärme
–
über 7 % EK‑Rendite und Pacht hinaus
Jahreserlös je Windrad
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Investition je Windrad
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Die Kuchenverteilung a) relativb) absolut

Anteil am Erlös, €/a je Windrad und ct/kWh — die Tabelle zeigt alle drei Größen nebeneinander.
a) relativ · Anteil am Erlös
Kommunaler Rest
–
des Jahreserlöses
b) absolut · je Windrad
Kuchenstück · Empfänger€/act/kWhAnteil

Einzelprojekt vs. Verbund Skaleneffekt sichtbar

Was die Bündelung (Anlagenzahl, gemeinsame Infrastruktur, Eigenleistung, Bonität) am selben Standort freispielt.
Einzelnes Windrad · ohne Bündelung
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kommunaler Rest · €/a
Verbund · aktuelle Hebel
–
kommunaler Rest · €/a

Standort‑Range über verschiedene Windstandorte

Kommunaler Rest je Windrad bei aktuellen Hebeln — von windschwach (60 %) bis windstark (90 %). Korrekturfaktor kompensiert schwächere Erträge nur teilweise.

Regler

Graue Regler = Rahmenbedingungen · orange = Verbund‑/Deckelungs‑Hebel
1 Standort & Anlage
Ertrag = 25.700 MWh × Güte. Korrekturfaktor k gemäß EEG (60/70/80 % = 1,42/1,29/1,16).
All‑in €/kW für ein 6‑WEA‑Referenzprojekt inkl. Standard‑Umspannwerk. 1.450 = flaches Land · 1.700 = bergig · 1.900 = schwierige Erschließung.
Umspannwerk & Netzanbindung, einmalig je Park (endura: 4–6 Mio €), auf die Anlagenzahl umgelegt. ~5 Mio € stecken bereits in der Basis‑Investition. 0 = kein eigenes UW (kleiner Park bzw. vom Netzbetreiber gestellt).
Skaleneffekt: Preisnachlass auf die Anlage (bis −9,5 %) und Verteilung von Umspannwerk/Planung/Zuwegung auf mehr Anlagen.
Gebotswert am Referenzstandort. × Korrekturfaktor = anzulegender Wert.
2 Verbund‑Hebel (Bündelung)
Eigene Bautrupps & Transport‑/Baufahrzeuge im Verbund (Selbstfahrer): Bau­marge bleibt im Verbund statt beim Dienstleister.
Projektübergreifende Nutzung von Umspannwerk, Netzanbindung und Zuwegung über mehrere Bausteine hinweg.
Technische & kaufmännische BF als Rahmenvertrag über den Verbund — günstiger je WEA.
Risikopooling & Cashflow‑Diversifizierung über bonitätsstarke Partner → günstigere FK‑Konditionen.
Anteil, der lokal (Direktleitung/PPA) statt über die EEG‑Marktprämie vermarktet wird. Wirkt nur, soweit der lokale Preis über dem anzulegenden EEG‑Wert liegt — an windschwachen Standorten ist der EEG‑Wert wegen des hohen Korrekturfaktors oft schon höher.
Lokaler Verkaufspreis am Industriebetrieb (PPA). Wirkt nur auf den direktvermarkteten Anteil.
Trassenlänge Erdkabel bis zum Industriebetrieb. Einmalige Kosten je Kunde für den ganzen Park — auf die Anlagenzahl umgelegt.
Vollkosten je Meter inkl. Bau & Übergabestation (Mittel-/Hochspannung, Erdkabel).
3 Deckelung (schafft den Rest)
Marktüblich 6–7 %. Alles, was der Park über diese Rendite hinaus erwirtschaftet, fließt in den kommunalen Rest.
Anteil am Erlös. Bei kommunaler Fläche (HessenForst/Kommune) fließt die Pacht ohnehin an die öffentliche Hand.
Lesart. Der Kuchen ist der Jahreserlös je Windrad. Feste Kostenstücke (Fremd‑/Eigenkapitaldienst, Betriebsführung) lassen sich über Skalen‑ und Verbundeffekte verkleinern; Rendite und Pacht sind planerisch/politisch deckelbar. Was danach übrig bleibt — der kommunale Rest — ist das Budget, aus dem akzeptanzfördernde Maßnahmen und die Querfinanzierung lokaler Wärmeprojekte zu bestreiten sind. Ist der Rest negativ, trägt sich das Projekt bei den gewählten Vorgaben nicht.