In seinem Kommunalbericht 2025 hat der Rechnungshof Rheinland-Pfalz die „Betätigung der Kommunen im Bereich der Erneuerbaren Energien“ (S. 110 ff) analysiert. Von den 27 geprüften AöR mußte eine liquidiert werden, nachdem die Trägerkommune einen siebenstelligen Verlust übernehmen mußte. Im Bericht sind verschiedene wiederkehrende und vermeidbare Planungs- und Steuerungsfehler dargelegt.
Zwischen 2016 und 2023 ist die Zahl mehrheitlich kommunaler Unternehmen im Energieerzeugungssektor in Rheinland-Pfalz von 63 auf 142 gestiegen. Diese Prüfung war die erste systematische Querschnittsprüfung dieses schnell wachsenden Feldes.
Quelle: Rheinpfalz, EifelOn
Das Kernproblem: Windertragsgutachten werden zu unkritisch übernommen
Mehrere der geprüften Unternehmen erzielten seit Inbetriebnahme ihrer Anlagen Stromerträge, die je nach Unternehmen 5,4 % bis 30,5 % unter der Prognose lagen — Mindereinnahmen von 320.000 € bis 630.000 € jährlich pro Unternehmen. Die meisten erreichten in keinem einzigen Betriebsjahr den Prognosewert; nur ein einziges der geprüften Unternehmen lag durchgehend im Plan.
Der zentrale Fehler: P50 statt P75/P90
Windertragsprognosen werden nach Eintrittswahrscheinlichkeit gestaffelt: Ein P90-Wert wird mit 90-prozentiger Wahrscheinlichkeit erreicht, ein P50-Wert nur mit 50-prozentiger — er ist quasi ein Mittelwert mit Aufwärts- und Abwärtsrisiko je zur Hälfte. Der Rechnungshof dokumentiert einen Fall, der exakt dem Donnersberg-Muster entspricht: Eine Verbandsgemeinde beteiligte sich über ihre AöR an einer Windpark-Gesellschaft. Die eigenen Gutachter hatten die konservativeren P75- bzw. P90-Werte Ertragsschätzungen empfohlen; ein von der Verbandsgemeinde beauftragter Prüfgutachter empfahl vor der Beteiligung sogar ausdrücklich einen zusätzlichen Risikoabschlag von 15 %. Beide Empfehlungen wurden ignoriert — die Gesellschaft plante mit dem deutlich optimistischeren P50-Wert.
Das Ergebnis: Die Ist-Erträge lagen im Schnitt 30,5 % unter Plan (Mindereinnahmen: 630.000 € jährlich). Ende 2023 erreichten die kumulierten Gewinne seit Inbetriebnahme (2013) gerade einmal 1,4 Mio. € — 29 % des ursprünglich erwarteten Werts von 4,5 Mio. €. Statt der erwarteten jährlichen Ausschüttung von 100.000 € musste die AöR Zins und Tilgung für den Beteiligungskredit (1,8 Mio. €) aus der Substanz finanzieren; der Beteiligungswert in der AöR-Bilanz musste von 1,8 auf 1,2 Mio. € abgeschrieben werden.
Empfehlung des Rechnungshofs, sinngemäß: Kommunen und ihre AöR sollten zur angemessenen Begrenzung des Anlagerisikos öffentlicher Mittel bei Investitionsentscheidungen in Windparkgesellschaften regelmäßig P90-Werte, mindestens aber P75-Werte zugrunde legen — nicht P50.
Weitere Gutachten-Schwächen
- Fehlende Standortmessungen: In mindestens drei Fällen legten Gutachter keine eigenen Windmessungen am geplanten Standort vor, sondern rechneten Daten bestehender Windparks hoch — teils von Anlagen mit stark abweichender Nabenhöhe (69 m vs. 139 m geplant) oder mit abweichender Geländestruktur (Freifläche vs. Waldstandort). Die Präzision der Hochrechnung sinkt mit wachsender Differenz erheblich.
- Hanglagen-Fehler: Bei einem Windpark mit zehn Anlagen erwiesen sich sieben Prognosen als brauchbar, bei drei Anlagen aber blieb der Ertrag über 20 % hinter Plan zurück (Einnahmeverluste: 97.000–128.500 € je Anlage und Jahr) — der Gutachter hatte die komplexe Hanglage nicht berücksichtigt, wodurch der Wind die Rotorblätter oft nicht im optimalen Winkel traf.
- Fehlende Sicherheitsabschläge für Abschattung, Netz- und Marktabschaltungen: Ein Windpark erlitt nach dem Bau eines Nachbar-Windparks 9,3 % „Abschattungsverluste“ — freiwillige Ausgleichszahlungen des Nachbarbetreibers (71.000 €/Jahr) deckten das nicht annähernd; verbliebene Mindereinnahmen: mindestens 115.000 €/Jahr. Sicherheitsabschläge dafür waren in der Planung schlicht nicht vorgesehen.
Stillstand: im Schnitt 17 % der möglichen Betriebszeit
Die durchschnittliche Stillstandsquote der geprüften Anlagen lag bei 17 % der 8.760 jährlich möglichen Produktionsstunden. Die Ursachen:
Problematisch: Nicht alle Unternehmen erfassten diese Daten sauber. Ein kommunaler Geschäftsführer erhielt vom privaten Betriebsführer schlicht keine Stillstandsdaten; ein anderes Unternehmen dokumentierte Windmangel-Stillstände nur bis 2015 — mit der Begründung, Windmangel sei ohnehin nicht beeinflussbar. Der Rechnungshof hält dagegen: Auch unbeeinflussbare Stillstandsursachen sind für Repowering-Entscheidungen und für eine transparente Kommunikation gegenüber Bürgern unverzichtbar.
Die Wirtschaftlichkeit hängt am EEG-Tropf — nicht am Markt
Alle Windparks hatten feste EEG-Mindestvergütungen zwischen 7,33 und 9,47 Cent/kWh (Schnitt: 8,54 Cent/kWh). Zwischen 2014 und 2020 lag der tatsächliche Marktwert von Windstrom aber nur bei 2,38 bis 3,86 Cent/kWh (Schnitt: 2,90 Cent/kWh). Der Unterschied ist der entscheidende Punkt für jede eigene Wirtschaftlichkeitsrechnung:
Zwischen 2021 und 2023 kehrte sich das Bild kurzzeitig um: Dank stark gestiegener Marktpreise lagen die Gewinne bei 0,4 bis 3,2 Mio. € pro Windpark und Jahr, im Rekordjahr 2022 sogar bei 0,7 bis 5,9 Mio. €. Dabei ist zu berücksichtigen, dass die höheren Strompreise in diesem Zeitraum insbesondere eine Folge des Konflikts zwischen Russland und der Ukraine waren. Der Rechnungshof warnt ausdrücklich: Bei sich normalisierendem Marktgefüge werden die Windparks wieder auf die Förderung angewiesen sein, um überhaupt Überschüsse zu erzielen. Für eine eigene Wirtschaftlichkeitsrechnung heißt das: Rechnen Sie mit den EEG-Sätzen der jeweils aktuellen Förderperiode, nicht mit den Ausnahmejahren 2021–2023.
Solarenergie: die gleichen Muster, kleinere Beträge
Vertrieb: teils steuerlich riskant, teils Geld liegen gelassen
- Mehrere Unternehmen gaben Strom kostenlos an Gebäudeeigentümer ab und deklarierten dies gegenüber dem Netzbetreiber als „Eigenverbrauch“ — obwohl rechtlich Eigenverbrauch eine Personenidentität von Erzeuger und Verbraucher voraussetzt, die hier nie vorlag. Ein Netzbetreiber flog das 2019 auf und forderte 9.000 € Netzentgelte nach. Zusätzliches Risiko: Eine solche verdeckte Vergünstigung kann als verdeckte Gewinnausschüttung gelten, mit entsprechenden Steuernachforderungen.
- Eine gemeinsame Anstalt zweier Träger verzichtete durch die Standortwahl (kein benachteiligtes Agrargebiet) bewusst auf die 20 Jahre garantierte EEG-Vergütung (5 Cent/kWh) und verkaufte stattdessen über kurzlaufende Stromlieferverträge (2,5 bzw. 5 Jahre) — zu kurz, um die notwendige Planungssicherheit für eine Amortisation über die volle Nutzungsdauer zu bieten.
- Eine Anstalt speiste seit 2013 ausschließlich zu EEG-Festvergütung ein und prüfte nie die lukrativere Direktvermarktung mit Marktprämie — Ertragsverzicht allein 2022: rund 140.000 €.
Amortisation: Durchschnitt gut, Einzelfälle dramatisch schlecht
Auf Unternehmensebene amortisieren sich die meisten Solarinvestitionen innerhalb der 20-jährigen EEG-Förderdauer — zwei Ausnahmen jedoch nicht. Besonders lehrreich ist der Fall einer kommunalen GmbH: Der Projektierer hatte eine Amortisation in 15,9 Jahren versprochen; tatsächlich wird es frühestens nach 27 Jahren so weit sein — und selbst das nur unter der unwahrscheinlichen Annahme, dass die EEG-Vergütung in den letzten sieben Betriebsjahren gleich hoch bleibt. Gründe: Die Verkäufer-Kalkulation war unrealistisch, weder die GmbH noch die beteiligte AöR rechneten selbst nach, Reparaturkosten (2024: defekte Module für 80.000 €; 2025: Wechselrichter für 18.500 €) waren gar nicht eingeplant — die AöR musste als Darlehensgeberin Zins- und Tilgungsleistungen zinslos stunden. Bilanziell weist die GmbH inzwischen einen nicht durch Eigenkapital gedeckten Fehlbetrag von rund 193.000 € aus.
Bei anlagenbezogener statt unternehmensbezogener Betrachtung wird es noch deutlicher:
Betriebsführungsverträge: teuer und schlecht konstruiert
Kündigungsfristen von nur drei Monaten zum Jahresende ließen im Ernstfall zu wenig Zeit für einen geordneten Betreiberwechsel. Leistungsbezogene Vergütungsbestandteile (bis 35.500 €/Jahr) knüpften teils schlicht an höhere Sonnenstunden an — ein Wetterphänomen, das der Betriebsführer nicht beeinflusst, also kein echter Leistungsanreiz. Zwei Windpark-Unternehmen zahlten mit 6,80 € bzw. 7,50 € je kW Nennleistung deutlich mehr als der Marktwert von 4–5 €; bei einem Windpark kostete das umsatzabhängige statt pauschale Modell 73.000 € (2022) und 30.000 € (2023) mehr, ohne erkennbare Gegenleistung. Ein besonders klarer Fall: Zwei Solarparks zahlten für eine 16-jährige Wechselrichter-Garantieverlängerung insgesamt 571.200 € — während ein kompletter Austausch aller Wechselrichter beider Parks laut eigener Unternehmensangabe maximal 240.000 € gekostet hätte, selbst bei zwei Austauschzyklen.
Haushaltswirtschaft: das Rätsel der zehn Jahre fehlenden Rückstellung
Hier schließt sich der Kreis zum Jahresbericht 2024 (Rückbau von Windenergieanlagen): Auch bei den AöR selbst fehlten Rückstellungen für die eigene Rückbauverpflichtung häufig komplett oder wurden viel zu spät gebildet. Der konkrete Fall: Eine Windparkgesellschaft nahm 2013/2014 sieben Anlagen in Betrieb — und bildete die erste Rückstellung für den Rückbau erst 2023, mit gerade einmal 81.000 €. Der ursprüngliche Businessplan hatte von Betriebsbeginn an eine jährliche Zuführung von 35.000 € vorgesehen. Rechnerisch fehlten zum Zeitpunkt der Prüfung mindestens 1,4 Mio. €.
Wie das strukturell möglich wird — drei Ursachen, die zusammenwirken:
- Echter Ermessensspielraum bei der Bewertung: Rückstellungen für ungewisse künftige Verbindlichkeiten sind keine reine Rechenaufgabe. Ob eine Verpflichtung überhaupt „wahrscheinlich“ ist, wie hoch der künftige Erfüllungsbetrag geschätzt wird und mit welchem Zinssatz abgezinst wird — all das verlangt kaufmännisches Ermessen. Genau dieser Spielraum lässt sich auch zur Ergebnisverbesserung „nutzen“, bewusst oder unbewusst: Wer keine Rückstellung bildet, zeigt einen höheren Jahresüberschuss.
- Fehlende Pflichtprüfung: Viele dieser Windpark-Gesellschaften sind als kleine Kapital- bzw. Personenhandelsgesellschaften nach § 267 HGB eingestuft — und damit von der gesetzlichen Pflichtprüfung durch einen Wirtschaftsprüfer befreit. Es gab über all die Jahre schlicht niemanden mit Prüfungsauftrag, der die Bilanz auf Vollständigkeit der Rückstellungen kontrollierte.
- Governance-Lücke bei der AöR selbst: Wie der Bericht in Abschnitt 12 zeigt, sind 7 der 27 Anstalten nur Kommanditistinnen ohne Geschäftsführungsbefugnis bei den zugehörigen GmbH & Co. KG (vgl. Governance-Tabelle unten). Wer keinen Einfluss auf die laufende Geschäftsführung hat, bekommt auch buchhalterische Unterlassungen wie diese oft gar nicht mit — es sei denn, es findet turnusmäßig eine überörtliche Prüfung wie die des Rechnungshofs statt.
Governance-Lücken bei den Tochterunternehmen
11 der 27 Anstalten halten Anteile an insgesamt 20 privatrechtlichen Beteiligungsunternehmen. Hier fand der Rechnungshof strukturelle Absicherungslücken:
| Befund | Konkret |
|---|---|
| Gesellschaftsverträge unvollständig | 5 Verträge ohne Pflicht zu jährlichem Wirtschaftsplan/5-Jahres-Finanzplanung; 4 ohne eingeräumtes Recht zur überörtlichen Prüfung durch den Rechnungshof |
| Transparenzpflichten fehlten | Mehrere GmbH-Verträge verpflichteten nicht zur öffentlichen Bekanntmachung von Jahresabschluss-Beschlüssen (gesetzlich vorgeschrieben) |
| Kein Weisungsrecht | 2 Unternehmen mit fakultativem Aufsichtsrat: kein Weisungsrecht der Kommune gegenüber ihren Aufsichtsratsmitgliedern verankert |
| Geschäftsführerverträge oft mündlich | Mehrere Gesellschaften verzichteten ganz auf schriftliche Anstellungsverträge für ihre Geschäftsführer |
| Geschäftsführer unbefristet bestellt | Praktisch durchgängig — anders als bei Landes- und Bundesbeteiligungen, wo befristete Bestellung (meist 5 Jahre) Standard ist |
| AöR als Kommanditist ohne Einfluss | 7 Anstalten sind bei 4 GmbH & Co. KG nur Kommanditisten — vertraglich ohne jedes Mitspracherecht bei der Geschäftsführerauswahl, obwohl der Gesellschaftsvertrag das hätte regeln können |
Der Bericht kritisiert nicht die Rechtsform AöR als solche, sondern die Umsetzung. Die AöR-Lösung ist ursprünglich ein rheinland-pfälzisches Modell, das andere Bundesländer inzwischen übernehmen — die niedersächsische Klimaschutz- und Energieagentur verweist ausdrücklich auf die rheinland-pfälzische Praxis, weil sich mit einer AöR unkompliziert mehrere Kommunen zu einem gemeinsamen Träger zusammenschließen lassen.
Kein Insolvenzschutz: Wer haftet am Ende?
Das ist der wohl wichtigste Punkt der ganzen Analyse, und er verdient mehr als einen Nebensatz. Eine AöR kann nicht insolvent werden (§ 12 Abs. 2 InsO) — anders als eine GmbH gibt es für sie kein Insolvenzverfahren, das Verluste gegenüber Gläubigern „abschließt“ und den Träger von weiterer Haftung freistellt. Das klingt zunächst nach Stabilität, ist in der Sache aber eine Haftungsfalle für die Trägerkommune:
- Bei einer GmbH ist die Haftung der Gesellschafter grundsätzlich auf ihre Einlage beschränkt. Läuft ein Investment schief, kann die Gesellschaft Insolvenz anmelden; Gläubiger werden aus der Insolvenzmasse befriedigt, der Rest der Forderungen erlischt. Die Gesellschafter verlieren ihre Einlage, aber nicht mehr.
- Bei einer AöR existiert dieser Mechanismus nicht. Wenn die Anstalt ihre Verbindlichkeiten nicht mehr bedienen kann, bleibt die Trägerkommune unbegrenzt in der Pflicht, die Differenz auszugleichen — es gibt keinen rechtlichen Schlusspunkt, der die Kommune von einem gescheiterten Investment befreit.
Genau das ist im Fall Donnersberg eingetreten: Der Landkreis musste als Rechtsnachfolger der liquidierten AöR einen zahlungswirksamen Gesamtverlust von 2,6 Mio. € übernehmen — nicht weil er das vertraglich zugesagt hätte, sondern weil es rechtlich schlicht keine andere Möglichkeit gab, die Verbindlichkeiten der AöR loszuwerden. Der Kreishaushalt – also der Steuerzahler – haftete am Ende faktisch wie ein unbeschränkt haftender Gesellschafter, obwohl die politische Entscheidung ursprünglich als Investition mit begrenztem Risiko dargestellt worden war.
