Windindustrie in Bendorf: Der nächste Wald wird zerschnitten

Quelle: Blick Aktuell

1.) Die Anlagen sind rund 261 Meter hoch

Öffentlich war von 200 Metern die Rede. Die Referenzanlage hat 175 m Nabenhöhe und 172 m Rotordurchmesser. Gesamthöhe: rund 261 Meter, also etwa 30 Prozent mehr als kommuniziert. Eine Referenzanlage ist nicht zwingend die später gebaute Anlage. Die gesamte Ertrags- und Wirtschaftlichkeitsrechnung beruht jedoch auf diesen 175 Metern Nabenhöhe. Ein niedrigerer Turm würde weniger Ertrag und damit auch eine geringere Gemeindeabgabe bedeuten.

Die Gesamthöhe ist zudem rechtlich relevant: Nach der Standortkonzeption gelten die Windenergie-Ausschlusszonen um den Limes nur für bestimmte Anlagengesamthöhen, und die frühere Abstandsstaffelung des LEP unterschied ausdrücklich zwischen Anlagen unter und über 200 Metern.

2.) Die 140.404 Euro sind nicht Bendorfs Geld allein

Die Summe ist exakt die EEG-Gemeindeabgabe: 70.202 MWh × 2 €/MWh = 140.404 €.

Drei Einschränkungen, die in der öffentlichen Darstellung untergehen:

• Sie ist zu teilen: Die Beteiligung nach § 6 EEG steht allen Gemeinden zu, deren Gebiet im Umkreis von 2.500 Metern um die Anlagen liegt, verteilt nach Flächenanteil. Caeli formuliert selbst vorsichtig: Die Mittel flössen „in die Gemeindehaushalte“ und verblieben „überwiegend“ in Bendorf. Welche Nachbarkommunen anspruchsberechtigt sind und mit welchem Anteil, geht aus der Unterlage nicht hervor. Für Höhr-Grenzhausen, Weitersburg und Vallendar ist das die erste zu klärende Frage.
• Sie ist kein automatischer Anspruch: Die Regelung ist als Angebotsmöglichkeit des Anlagenbetreibers ausgestaltet. Ein Zahlungsanspruch entsteht erst mit einer Vereinbarung zwischen Betreiber und Gemeinde.
• Sie fließt frühestens ab Inbetriebnahme: Die Abgabe knüpft an tatsächlich eingespeisten Strom an. Unterstellt ist 2028, und das setzt Genehmigung, Zuschlag in einer EEG-Ausschreibung und Bau voraus.

Zur Einordnung: 140.404 Euro entsprechen bei rund 17.200 Bendorfer Einwohnern etwa 8 Euro pro Kopf und Jahr, und das erst ab 2028, geteilt mit den Nachbarn.

3.) Die Pacht ist das Sechs- bis Achtfache der Gemeindeabgabe

Der Erwartungswert des Pachtzinses liegt laut Unterlage bei 15 bis 16 Prozent. Bei 70.202 MWh Jahreserzeugung und einem Strompreis zwischen 7 und 10 Cent je Kilowattstunde ergibt das überschlägig 0,8 bis 1,1 Millionen Euro Pacht pro Jahr für die Grundeigentümer zusammen. Die Bezugsgröße der 15-16 Prozent ist in der Unterlage nicht benannt und muss erfragt werden. Die Größenordnung bleibt aber deutlich: Das Geld, um das es wirklich geht, ist die Pacht, nicht die Gemeindeabgabe. Verteilt wird sie nach dem Poolingvertrag im Schlüssel 70% Flächenanteil, 20% Baulastanteil, 10% Fundamentanteil. Empfänger sind die Stadt Bendorf, Wald und Holz NRW und weitere private Flächeneigentümer. Welchen Anteil die Stadt hält, steht nicht in der Unterlage.

4.) Ein NRW-Landesbetrieb ist Miteigentümer und Initiator

Die Beteiligung von Wald und Holz NRW ist bestätigt und geht über eine Nebenrolle hinaus. Die Chronologie der Unterlage beginnt mit einer Gesprächsinitiative von Wald und Holz NRW gegenüber der Stadt Bendorf. Es folgen eine gemeinsame Ausschreibung, die Gründung der Poolinggemeinschaft mit Wald und Holz NRW und der Hinweis, dass Wald und Holz NRW dem Verteilungsschlüssel bereits zugestimmt hat.

Der Anstoß für das Projekt kam damit nicht aus Bendorf, sondern durch den Landesbetrieb Wald- und Holz GmbH NRW, dessen Zuständigkeitsbereich sonst auf NRW begrenzt ist. In welcher Eigenschaft er hier auftritt, als Eigentümer von Staatswald oder als beauftragter Bewirtschafter fremder Flächen, ist zu klären. Im ersten Fall fließt ein erheblicher Teil der Pacht in einen nordrhein-westfälischen Landeshaushalt.

Damit ergibt sich das eigentliche Verteilungsbild:

• Pacht, 0,8 bis 1,1 Mio. €/Jahr: an Stadt Bendorf, Wald und Holz NRW und private Waldbesitzer.
• Gemeindeabgabe, 140.404 €/Jahr ab Inbetriebnahme: an Bendorf und anteilig an die Nachbargemeinden im 2.500-Meter-Radius.
• Schall, Schattenwurf, nächtliche Befeuerung, Landschaftsbild: an die Menschen in Bendorf-Stromberg, Höhr-Grenzhausen und Weitersburg, unabhängig von jeder Eigentumsgrenze.

Die Wertschöpfung folgt dem Grundbuch. Die Belastung folgt der Windrichtung und der Sichtachse.

Enthält der Gestattungsvertrag eine Mindestpacht oder eine Anpassungsklausel für den Fall geänderter regulatorischer Rahmenbedingungen? Der Inhaltsverzeichnis-Auszug der Unterlage nennt in § 8 ausdrücklich „Änderung der regulatorischen Rahmenbedingungen“. Was dort steht, ist die wirtschaftlich entscheidende Passage des ganzen Vertrags.

5.) Die Wirtschaftlichkeit beruht auf Daten von 2023

Die Kennzahlen fußen laut Caeli Präsentation auf einer Preisreihe mit Stand 21. Juni 2023, vorgetragen im April 2026. Seither hat sich der Förderrahmen grundlegend in Bewegung gesetzt: Die beihilferechtliche Genehmigung des geltenden EEG läuft Ende 2026 aus, der Entwurf für die Nachfolgeregelung sieht eine Umstellung auf Differenzverträge, einen Refinanzierungsbeitrag und den schrittweisen Abschied von der Einspeisevergütung für Neuanlagen vor. Diskutiert werden außerdem eine Überarbeitung des Referenzertragsmodells und eine Begrenzung von Pachtzahlungen. Der letzte Punkt trifft die Grundeigentümer unmittelbar. Der IRR von 9,9 Prozent vor Pacht und der Pachterwartungswert von 15-16 Prozent sind unter dem Regime berechnet, das gerade ersetzt wird.

Hinzu kommt das Ausschreibungsrisiko. Mit 2.438 Volllaststunden liegt der Standort bei einem Kapazitätsfaktor von rund 28 Prozent. Bei 6,2 m/s mittlerer Windgeschwindigkeit ist das ein optimistischer Wert, zumal die Unterlage nicht ausweist, ob Park- und Verfügbarkeitsverluste bereits abgezogen sind. Die Windangabe stammt aus einem Modell mit 3-Kilometer-Raster, das im gegliederten Gelände des Westerwaldes nur eine grobe Näherung liefert. Eine standortspezifische Windmessung ist in der Unterlage nicht dokumentiert.

Sind in den 2.438 Volllaststunden Park-, Verfügbarkeits- und Abschaltverluste bereits abgezogen, oder handelt es sich um einen Bruttowert? Wenn brutto, wie hoch ist der prognostizierte Nettoertrag?

Sind die 2.438 Volllaststunden realistisch?

Eine gängige Überschlagsformel für den Kapazitätsfaktor lautet 0,087 × mittlere Windgeschwindigkeit minus Nennleistung geteilt durch das Quadrat des Rotordurchmessers. Für die V172/7200 bei 6,2 m/s: 0,087 × 6,2 = 0,539, minus 7.200/172² = 0,243, ergibt 0,296. Das entspricht rund 2.590 Stunden. Caeli liegt mit 2.438 Stunden also sogar leicht darunter. Das Problem ist nicht die Bruttorechnung, sondern dass in der Unterlage nirgends steht, ob und welche Abschläge enthalten sind. Und an einem Waldstandort im Mittelgebirge ist die Liste lang:

• Abschattung im Park: Der Layout-Vermerk „4.0 / 2.5 RD“ bedeutet 4 Rotordurchmesser in Hauptwindrichtung und 2,5 quer dazu. Das sind bei 172 Metern Rotor etwa 690 auf 430 Meter. Quer ist das eng. Bei vier Anlagen sind je nach Anströmung einige Prozent Ertragsverlust zu erwarten.
• Fledermausabschaltung: Nach einer Betreiberumfrage der Fachagentur Wind lagen die Einbußen nach zweijährigem Gondelmonitoring nur noch bei rund fünf Prozent der Vorhaben über sechs Prozent, aber auf Waldstandorten sowie an süddeutschen und Mittelgebirgsstandorten lagen die Einbußen eher im höheren Bereich. Der Bendorfer Wald ist genau so ein Standort, und der RROP-Entwurf 2014 nannte für die Nachbarflächen ausdrücklich den Großen Abendsegler.
• Schattenwurfabschaltung und schallreduzierter Nachtbetrieb. Beides wird in der Genehmigung als Auflage festgesetzt, wenn Siedlungen betroffen sind. Bei 900 Meter Mindestabstand und 261 Meter Anlagenhöhe ist damit zu rechnen.
• Verfügbarkeit, Vereisung, elektrische Verluste. Zusammen typischerweise 4-6%.

Kumuliert liegen die Abschläge an einem solchen Standort erfahrungsgemäß zwischen 10-20%. Das führt von 2.438 Bruttostunden auf etwa 1.950 bis 2.200 Nettostunden.

Die Gemeindeabgabe ist ein Betrag je eingespeister Kilowattstunde. Sie hängt damit unmittelbar an genau der Größe, die am unsichersten ist. Bei 2.000 statt 2.438 Nettostunden sinkt die Erzeugung von 70.202 auf rund 57.600 MWh. Die Abgabe fällt entsprechend von 140.404 auf etwa 115.000 Euro und wird davon noch anteilig mit den Nachbargemeinden geteilt. Bei 1.950 Stunden sind es rund 112.000 Euro.

Hinzu kommt eine Unsicherheit, die niemand wegrechnen kann: Die 6,2 m/s stammen laut Fußnote aus dem Windatlas mit 3-Kilometer-Raster. In dem zerschnittenen Gelände zwischen Sayntal, Stromberg und A48 ist ein 3-Kilometer-Raster eine grobe Näherung. Der Ertrag reagiert etwa mit der dritten Potenz auf die Windgeschwindigkeit. Eine Abweichung von 0,3 m/s nach unten kostet rund 15% Energie.

Negative Börsenstrompreise und geänderte Marktregeln kommen hinzu: Rutscht der Börsenstrompreis ins Minus, entfällt für geförderte Anlagen die Marktprämie. Neu ist, wie schnell. Früher galt eine Karenzzeit von sechs, dann vier, dann drei aufeinanderfolgenden Stunden. Das sogenannte Solarspitzengesetz hat sie zum 25. Februar 2025 ersatzlos gestrichen. Zwar ist die Zahl negativer Preisstunden in 2026 (ca 299 im ersten Halbjahr 2026) etwas gesunken, der Hauptgrund liegt allerdings in den höheren Gaspreisen, die das Gesamtpreisniveau angehoben haben. Deutlich zugenommen hat die Tiefe der Ausschläge: Am 1. Mai 2026 notierte der Markt in fünf aufeinanderfolgenden Viertelstunden bei −499,99 Euro je Megawattstunde; seit dem 29. Mai 2026 gilt in der europäischen Marktkopplung eine Preisuntergrenze von −600 statt −500 Euro. Für Windparks wiegt das schwerer, als die Stundenzahl vermuten lässt: Negative Preise entstehen bevorzugt bei viel Wind, also in Stunden hoher Erzeugung. Der Anteil der betroffenen Strommenge liegt damit systematisch über dem Anteil der betroffenen Stunden.

Die ausgewiesene IRR Verzinsung von 9,9% ist unter einem Regime gerechnet, das es nicht mehr gibt. Sie enthält keine Ausfälle nach dem verschärften § 51 EEG, kennt die Viertelstundenlogik nicht und berücksichtigt weder die zum Jahresende 2026 auslaufende Beihilfegenehmigung noch die geplante Umstellung auf Differenzverträge, den Refinanzierungsbeitrag, eine mögliche Überarbeitung des Referenzertragsmodells oder die im Entwurf diskutierte Begrenzung von Pachtzahlungen. Und sie ist ein Wert vor Abzug der 15-16 % Pacht.

Die Stadt Bendorf ihre Zustimmung zur Rodung ausdrücklich mit ihrer Finanzlage begründet – und beide Einnahmearten, auf die sie sich stützt, hängen an derselben Größe: Die Pacht ist ein Prozentsatz der Stromerlöse, die Gemeindeabgabe ein Betrag je eingespeister Kilowattstunde. Bleibt der Ertrag hinter der (optimistischen) Prognose zurück, sinken beide gleichzeitig.

6.) Zwei Fachbehörden, zwei sehr verschiedene Aussagen

Zum Limes hält die Unterlage fest, die Abstimmung der Standorte mit der Generaldirektion Kulturelles Erbe sei erfolgt und positiv begleitet worden. Das ist eine belastbare, überprüfbare Aussage. Zur Erdbebenmessstation gibt es nichts Vergleichbares. Dort steht nur der allgemeine Hinweis, Untersuchungen führender seismologischer Institute zeigten, dass Anlagen ab drei Kilometern Abstand in der Regel keinen nennenswerten Einfluss hätten, sofern Auflagen eingehalten würden. Eine Stellungnahme des Landeserdbebendienstes oder des Landesamtes für Geologie und Bergbau wird nicht genannt.

Das ist erheblich, weil das LGB für seine Messstationen einen Ausschlussbereich von 3 Kilometern und einen Einzelfallprüfbereich bis 5 Kilometer ausweist und im Genehmigungsverfahren als Träger öffentlicher Belange zu beteiligen ist. Auf der Karte der Unterlage reicht der eingezeichnete Radius erkennbar in die Potenzialfläche hinein.

7.) Die Konfliktlage von 2023 ist im Projektpapier nicht abgebildet

Die Standortkonzeption des Planungsbüros Geisler (oben in der Sitzung verlinkt) hatte für die 481 Hektar große Potenzialfläche eine detaillierte Konfliktabschätzung erstellt:

Belang	Flächenanteil
Vorbehaltsgebiet Erholung und Tourismus	99,6 %
Landschaftsschutzgebiet	98,5 %
Regionaler Grünzug	97,9 %
Natura 2000 (FFH)	88,2 %
Landesweiter Biotopverbund	86,5 %
Wasserschutzgebiet Zone III	9 %

Geisler empfahl daraufhin ausdrücklich die Prüfung einer Befreiung aus der LSG-Verordnung, einer Befreiung aus der WSG-III-Verordnung, den Umgang mit der Zielbestimmung zum Regionalen Grünzug sowie die Klärung von Erforderlichkeit und Umfang einer FFH-Verträglichkeitsprüfung. Hinzu kommt, dass der RROP-Entwurf 2014 benachbarte Flächen wegen hohen Konfliktpotenzials nicht als Vorranggebiet empfehlen konnte, unter anderem mit Artenhinweisen auf Rotmilan und Großen Abendsegler.

Im Caeli-Papier werden als „spezielle Restriktionen“ ausschließlich der Limes und die Erdbebenmessstation behandelt. Landschaftsschutz, FFH, Artenschutz, Wasserschutz und Regionaler Grünzug kommen nicht vor.

Das Geisler-Gutachten, das die Stadt selbst beauftragt hat, sagt zum RROP-Entwurf 2014: Die Ergebnisflächen 24a mit 8,05 Hektar und 24b mit 11,39 Hektar konnten wegen hohen Konfliktpotenzials nicht als Vorranggebiet empfohlen werden, unter anderem wegen landesweit bedeutsamer Erholungsräume, Lage im Landschaftsschutzgebiet, angrenzendem FFH-Gebiet, Wasserschutzgebiet Zone III und Artenhinweisen auf Großen Abendsegler und Rotmilan.

Aus einem Prüfergebnis, das in einer Ablehnung endete, wird in der Vorlage eine „Flächenausweisung“. Zudem war der RROP 2014 ein Entwurf; maßgeblich ist der RROP 2017.