Windindustrieprojekt Bendorf: Die Potenzialanalyse auf veralteten Daten – Bürgerinitiative Wir für Höhr-Grenzhausen

Die Potenzialanalyse, mit der der Bendorfer Stadtrat am 21. April 2026 den Weg für vier Windräder im Wald zwischen Stromberg und A48 frei gemacht hat, rechnet mit einem Fördersystem, das es für dieses Projekt nicht mehr geben wird. Das Projekt kann frühestens 2027 genehmigt werden und fällt damit vollständig unter das neue EEG 2027: Rückzahlungspflicht bei hohen Strompreisen, ein geplanter Pachtdeckel und ein neues Netzanschlussrecht. Dieser Beitrag rechnet nach, was davon bei Stadt, Grundeigentümern und Projekt ankommt.

In unserem Beitrag vom 28. August 2026 haben wir die Eckdaten der Potentialanalyse bereits beschrieben. Caeli Wind ist kein Projektentwickler, sondern ein Vermittler von Flächen an Projektierer. Seine Dienste sind für Grundeigentümer kostenlos; Caeli verdient also an der Vermittlung, und sein Interesse ist eine attraktive Pacht. Die Unterlage selbst weist darauf hin, dass Caeli für die Richtigkeit insbesondere vorausschauender Angaben keine Haftung übernehme. Als alleinige Entscheidungsgrundlage für einen Stadtrat ist sie damit nur bedingt geeignet.

Bemerkenswert: Caeli Wind gehört zusammen mit den Waldeigentümer- und Familienbetriebsverbänden zu den Auftraggebern eines Rechtsgutachtens von Udo Di Fabio gegen den geplanten Pachtdeckel (Oktober 2026). Das Unternehmen weiß also genau, dass die eigene Pachterwartung politisch auf dem Spiel steht.

Der Zeitplan: 2028 ist nicht zu halten

Caeli unterstellt eine Inbetriebnahme 2028; realistisch ist frühestens 2029/2030. Laut der eigenen Präsentation steht der Aufstellungsbeschluss für die Flächennutzungsplanung noch aus. Danach folgen FNP-Verfahren, Gutachten, BImSchG-Genehmigung, eine erfolgreiche EEG-Ausschreibung und die Bauzeit. Eine Genehmigung noch 2026 ist ausgeschlossen.

Daraus folgt zweierlei:

Das Projekt fällt vollständig unter das EEG 2027. Ein Zuschlag nach altem Recht ist nicht mehr erreichbar, denn neue Förderzusagen auf Basis des EEG 2023 sind ab 1. Januar 2027 beihilferechtlich nicht mehr möglich.
Der Zuschlag fällt sehr wahrscheinlich ab 2028. Damit greift auch der geplante Pachtdeckel (siehe unten), der für Gebote ab 2028 gelten soll.

Die Analyse wurde also im April 2026 mit Rahmenbedingungen vorgetragen, von denen bereits feststand, dass sie für dieses Projekt nicht mehr gelten werden. Der Kabinettsentwurf des EEG 2027 lag drei Monate später vor, die geleakten Arbeitsentwürfe kursierten seit Februar 2026.

Neues Förderrecht: Die Strompreis-Chance fällt weg

Unter dem EEG 2027 bekommt der Windpark im Kern seinen Zuschlagswert, nicht mehr den Marktpreis. Die EU-Beihilfegenehmigung des EEG 2023 läuft am 31. Dezember 2026 aus; danach dürfen ohne neue Genehmigung der EU-Kommission keine neuen Förderungen gewährt werden. Die Kommission verlangt dafür einen Abschöpfungsmechanismus.

Der Regierungsentwurf setzt das so um:

Liegt der Jahresmarktwert für Windstrom unter dem anzulegenden Wert, zahlt das EEG die Differenz.
Liegt er darüber, zahlt der Betreiber die Differenz als Refinanzierungsbeitrag zurück, ohne Toleranzkorridor.
Ein Wechsel in Direktverträge (PPA) mit Industriekunden, um höhere Preise mitzunehmen, soll nicht mehr möglich sein.

Was das für Bendorf heißt: Caeli rechnet mit einer Preisreihe vom Juni 2023, als die Terminpreise nach der Energiekrise noch deutlich über heutigem Niveau lagen. Jeder Euro Erlös oberhalb des späteren Zuschlagswerts, der in den 9,9 % IRR steckt, wird unter dem neuen Recht zurückgezahlt. Die Rendite hängt dann fast nur noch an zwei Größen: dem in der Ausschreibung erzielten Zuschlagswert und der tatsächlich erzeugten Strommenge.

Die Förderlücke. Der Bundestag wird das EEG 2027 voraussichtlich erst Mitte November verabschieden; danach muss die Kommission noch zustimmen. Verzögert sich das, fallen Ausschreibungsrunden 2027 aus oder verschieben sich. Bendorf ist davon nicht direkt betroffen, weil ohnehin keine Genehmigung vorliegt. Mittelbar aber schon: Ausgefallene Runden erzeugen einen Stau genehmigter Projekte, die später um dieselben Zuschläge konkurrieren. Schon heute fehlen Zuschläge für viele genehmigte Projekte: Der Branchenverband BWE rechnet vor, dass allein 2026 rund 23,6 GW genehmigter Projekte keinen Zuschlag erhalten können.

Der Pachtdeckel: Aus rund 1 Million werden rund 200.000 Euro

Kommt der Pachtdeckel wie im Regierungsentwurf, sinkt die jährliche Pacht für alle Bendorfer Flächeneigentümer zusammen um rund drei Viertel bis vier Fünftel. Bei dem Projekt „Drei Eichen“ rechnet die EVM als Projektierer offensichtlich mit diesem Szenario und aufgrund ca 60-70% niedrigerer Pachteinnahmen wurde das Projekt Anfang Oktober auf Eis gelegt. Nach § 36d EEG 2027-E dürfen alle Flächenentgelte zusammen höchstens 3,5 % des Produkts aus jährlichem Standortertrag und anzulegendem Wert betragen. Erfasst sind auch Abstandsflächen und Nebenanlagen im Umkreis von 2.500 m; Einmalzahlungen vor Inbetriebnahme werden auf 20 Jahre umgelegt. Gelten soll das für Anlagen, die ab dem 1. Januar 2028 an Ausschreibungen teilnehmen, also sehr wahrscheinlich für Bendorf.

Überschlag mit Caelis eigener Erzeugung von 70.202 MWh/a:

	Caeli-Erwartung (15–16 %)	Mit Pachtdeckel (3,5 %)
Bezugsgröße	Stromerlös bei 70–100 €/MWh	Standortertrag × anzulegender Wert (70–85 €/MWh)
Pacht gesamt pro Jahr	ca. 740.000–1.120.000 €	ca. 172.000–209.000 €
Pacht je Windrad pro Jahr	ca. 185.000–280.000 €	ca. 43.000–52.000 €

Annahmen: Die Bezugsgröße der 15–16 % nennt Caeli nicht; üblich ist der Stromerlös. Der anzulegende Wert liegt an einem Schwachwindstandort wegen des Korrekturfaktors im Referenzertragsmodell über dem reinen Zuschlagswert; die Spanne 70–85 €/MWh ist eine Schätzung.

Diese Summe teilen sich Stadt Bendorf, der Landesforst-Partner und private Waldbesitzer nach dem Poolingschlüssel 70/20/10. Welchen Anteil die Stadt hält, steht nicht in der Unterlage.

Zur Fairness gehört: Für den Betreiber verbessert der Pachtdeckel die Rechnung, weil ein großer Kostenblock schrumpft. Er kann dadurch günstiger bieten und hat bessere Zuschlagschancen. Verlierer sind allein die Verpächter, also auch die Stadtkasse, mit der der Rat seine Zustimmung begründet hat.
Noch offen: Der Bundesrat hat die Streichung des Pachtdeckels gefordert, Grundbesitzer- und Windverbände lehnen ihn ab, der Verband kommunaler Unternehmen unterstützt ihn. Ob er im November so beschlossen wird, ist nicht sicher. Der Stadtrat sollte deshalb wissen, was § 8 des Gestattungsvertrags („Änderung der regulatorischen Rahmenbedingungen“) für diesen Fall regelt: Wird die Pacht automatisch auf den Deckel abgesenkt, oder kann der Projektierer kündigen?

Die Ertragsprognose: plausibel als Bruttowert, zu hoch als Nettowert

Die 2.438 Volllaststunden sind als theoretischer Bruttowert nicht abwegig, als tatsächlich verkaufte Strommenge aber zu hoch. Eine gängige Faustformel ergibt für den Anlagentyp V172 bei 6,2 m/s rund 2.590 Bruttostunden. Caeli liegt etwas darunter, sagt aber nicht, welche Abschläge enthalten sind. An diesem Standort kommen mehrere zusammen, und unter dem neuen Recht werden es mehr:

Abschlag	Typische Größenordnung	Bezug zu Bendorf
Windmodell im 3-km-Raster	Unsicherheit ± 0,3 m/s ≈ ± 10–15 % Ertrag	Zerklüftetes Gelände zwischen Sayntal, Rheintal und A48; keine Windmessung dokumentiert
Parkabschattung	einige Prozent	Enger Querabstand von 2,5 Rotordurchmessern
Fledermaus-, Schall-, Schattenabschaltung	mehrere Prozent	Waldstandort, Großer Abendsegler bekannt, Wohnbebauung in Stromberg
Erdbebenmessstation	offen	Einzelfallprüfung kann Betriebsauflagen bringen (siehe unten)
Netzanschluss auf 280 W/m² Rotorfläche	ca. 1–3 % (Schätzung)	Neu im Netzanschlusspaket
Verfügbarkeit, Vereisung, Leitungsverluste	4–6 %	Standard
Redispatch ohne Entschädigung	bis 18–20 % der Jahresmenge	Nur falls das Netzgebiet als „kapazitätslimitiert“ gilt

Neu: Netzanschluss nur noch für 280 W/m² Rotorfläche. Laut Netzanschlusspaket sollen neue Windräder nur noch mit 280 Watt je Quadratmeter Rotorfläche angeschlossen werden. Die V172 hat rund 23.200 m² Rotorfläche, das ergibt etwa 6,5 MW statt 7,2 MW Einspeiseleistung je Anlage, für den Park rund 26 MW statt 28,8 MW. Bei Starkwind geht die Spitze verloren; nach grober Schätzung 1–3 % der Jahresmenge.

Realistische Spanne: Nach allen Abschlägen sind netto eher 2.000 bis 2.200 Volllaststunden zu erwarten, also rund 57.600 bis 63.400 MWh statt 70.202 MWh. Unter dem neuen Fördersystem schlägt das fast eins zu eins auf die Erlöse durch, weil kein höherer Marktpreis die Mindermenge mehr ausgleicht. Hinzu kommen negative Strompreise: In diesen Viertelstunden entfällt die Förderung vollständig, und sie treten gerade bei viel Wind auf.

Netzanschluss: Das Umspannwerk reicht nicht

Caeli verspricht eine „optimale Netzanbindung“ über ein nahegelegenes Umspannwerk, nennt aber weder Kapazität noch Kosten. Nach unseren Informationen kann das in Frage kommende Umspannwerk die zusätzlichen rund 26–29 MW nicht aufnehmen und müsste deutlich erweitert werden. Wer das bezahlt, hängt davon ab, wie der Anschluss gelöst wird.

Normalfall, vermutlich in den 43,5 Mio. € enthalten: Laut der Kostenstudie der Deutschen WindGuard für das Wirtschaftsministerium liegen die Investitionsnebenkosten bei 506 €/kW, davon 23 % für die Netzanbindung. Das sind rund 116 €/kW oder etwa 3,3 Mio. € für 28,8 MW. Caelis Gesamtsumme von 43,5 Mio. € (rund 1.510 €/kW) liegt am unteren Rand der Studienwerte: Allein die Anlagen kosten dort 910–1.420 €/kW, plus Nebenkosten. Für zusätzliche Netzkosten ist im Budget kaum Luft.

Szenario	Wer zahlt	Mehrkosten fürs Projekt
A: Eigenes Übergabe-Umspannwerk an der 110-kV-Leitung	Projekt (Netzanschlusskosten)	Umspannwerk bis zu 5 Mio. €, plus 110-kV-Schaltfeld und Kabeltrasse; abzüglich der ohnehin budgetierten Anbindung grob 3–6 Mio. €
B: Netzbetreiber erweitert sein Umspannwerk	Grundsätzlich der Netzbetreiber (Netzausbau), künftig aber Baukostenzuschuss auch für Erzeuger möglich; ein eigenes Schaltfeld trägt in der Praxis der Anschlussnehmer	Zuschuss und Schaltfeld: bisher nicht bezifferbar; dazu Jahre Wartezeit
C: Netzgebiet wird „kapazitätslimitiert“	Projekt trägt Abregelungsrisiko	Anschluss nur gegen Verzicht auf Redispatch-Entschädigung für bis zu 18–20 % der Jahresmenge, für bis zu 6 Jahre

Die Kosten für Umspannwerke sind zuletzt stark gestiegen: Der Projektierer Prokon berichtet von bis zu 5 Mio. € gegenüber 1,5–2 Mio. € drei Jahre zuvor. Für Szenario B gilt: Der Ausbau eines Umspannwerks durch den Netzbetreiber dauert erfahrungsgemäß Jahre, beim Umspannwerk Vietlübbe rechnete der Netzbetreiber mit etwa vier Jahren. Das verschiebt die Inbetriebnahme weiter.

Was das bedeutet: Rund 5 Mio. € Mehrkosten erhöhen die Investition um gut 11 %. Unter dem neuen Fördersystem kann der Betreiber das nicht über höhere Marktpreise hereinholen. Er muss in der Ausschreibung höher bieten. Ein ohnehin schwacher Standort wird so noch weniger konkurrenzfähig. Wie schwer das schon heute ist, zeigt Baden-Württemberg: Im Februar 2026 wurden dort laut Caeli selbst 251 MW geboten und nur 24 MW bezuschlagt.

Umspannwerk an der Gemeindegrenze: Speicher, Bauzeit und Nachbarn

Das Umspannwerk am Uhlenhorst steht auf dem Gebiet von Höhr-Grenzhausen, seine Kapazität ist nach unseren Informationen bereits stark ausgelastet, und es gibt Gespräche über den Bau eines Batteriespeichers. Eine Erweiterung müsste aus Platzgründen auf Bendorfer Seite erfolgen, dafür müsste weiterer Wald gerodet werden.
Batteriespeicher: Konkurrenz oder Entlastung. Ein marktgetriebener Speicher braucht selbst Anschlusskapazität und kann sie dem Windpark wegnehmen. Netzbetreiber sehen solche Speicher kritisch, weil der bundesweit einheitliche Börsenpreis die lokale Netzlage nicht kennt; der Speicher hat dann oft gerade dann einen Anreiz einzuspeisen, wenn das Netz durch Wind- und Solarstrom schon ausgelastet ist. Ein netzdienlich betriebener oder mit dem Windpark gekoppelter Speicher könnte dagegen Strom aufnehmen, statt ihn abzuregeln. Am knappen Transformator ändert beides nichts. Nach dem Netzpaket entscheidet künftig die Projektreife über die Vergabe knapper Kapazität; wer zuerst genehmigt ist, ist im Vorteil.
Bauzeit: eher drei bis fünf Jahre. Der Engpass sind die Transformatoren. Lieferzeiten von bis zu drei Jahren sind keine Seltenheit mehr; ein regionaler Netzbetreiber nannte für einen 110-kV-Trafo rund 1,5 Mio. € und fünf Jahre und mehr Lieferzeit. Dazu kommen Planung, Waldumwandlung mit Ersatzaufforstung und Genehmigung. Bei einer Bestellung 2027 wäre die Erweiterung etwa 2030 bis 2032 fertig. Ein Windpark, der nach einem Zuschlag schneller steht als das Netz, riskiert Strafzahlungen oder den Verlust des Zuschlags.

Kosten für Höhr-Grenzhausen: kaum direkt, aber indirekt. Wird das Umspannwerk erweitert, ist das Netzausbau; die Kosten fließen in die Netzentgelte aller Kunden des Netzbetreibers im ganzen Netzgebiet. Ein projekteigenes Übergabe-Umspannwerk zahlt der Projektierer. Die eigentliche Last ist eine andere: Die Anlage wächst an der Ortsgrenze, und die freie Kapazität wird für ein Bendorfer Projekt verbraucht. Sie fehlt dann für spätere Anschlüsse in Höhr-Grenzhausen, etwa für Gewerbe, Speicher oder Wärmepumpen.

Die Versprechen an die Stadt

Von den drei Geldquellen, die Caeli der Stadt in Aussicht stellt, wird die größte (die Pacht) durch den Pachtdeckel stark gekürzt; die Gemeindeabgabe steigt dagegen leicht; die Gewerbesteuer ist ungewiss.

Einnahme	Caeli-Darstellung	Unter EEG 2027 und realistischem Ertrag
Pacht (alle Eigentümer)	15–16 % Pachtzins, ca. 0,74–1,12 Mio. €/a	ca. 0,17–0,21 Mio. €/a mit Pachtdeckel
Gemeindeabgabe	140.404 €/a (0,2 ct/kWh)	0,3 ct/kWh: ca. 173.000–190.000 €/a bei 57.600–63.400 MWh, 210.600 € bei Caelis Menge
Gewerbesteuer	„bleibt vollständig in der Stadt“	Nur bei Gewinn, in den Anfangsjahren wegen Abschreibungen oft gering

Gemeindeabgabe: etwas mehr, aber geteilt und freiwillig. Der Entwurf hebt die mögliche Beteiligung von 0,2 auf 0,3 ct/kWh an, künftig auf die erzeugte statt die eingespeiste Menge. Das ist ein Punkt zugunsten des Projekts. Drei Einschränkungen bleiben: Der Betreiber kann die Zahlung anbieten, muss aber nicht. Sie steht allen Gemeinden im 2.500-m-Radius anteilig zu, also auch Nachbarn wie Höhr-Grenzhausen, Weitersburg oder Vallendar, soweit ihr Gebiet im Radius liegt. Und sie fließt erst ab Inbetriebnahme, also nicht vor 2029/2030.

Gewerbesteuer: nicht „vollständig“. Bei Windparks wird die Gewerbesteuer nach einem gesetzlichen Schlüssel zerlegt: Der weit überwiegende Teil geht an die Standortgemeinde, ein kleinerer Teil richtet sich nach den Lohnsummen, die meist am Sitz der Betriebsführung anfallen. Gezahlt wird ohnehin nur auf Gewinne. Mit sinkender Rendite durch Rückzahlungspflicht, Ertragsabschlägen und Netzkosten wird auch dieser Posten kleiner.
Bürgerbeteiligung: Bürgerstromtarif, Nachrangdarlehen oder ein Bürgerwindrad werden als Möglichkeiten genannt, aber nicht zugesagt. Nachrangdarlehen und Genussscheine tragen das volle Ausfallrisiko des Projekts.

Restriktionen, die Ertrag und Zeitplan weiter belasten

Caeli behandelt nur zwei „spezielle Restriktionen“, und bei einer davon fehlt die Stellungnahme der zuständigen Behörde.

Erdbebenmessstation: In Rheinland-Pfalz gilt laut Landesregierung in der Verwaltungspraxis ein Mindestabstand von 3 km; zwischen 3 und 5 km wird im Einzelfall geprüft. Der Landeserdbebendienst hat schon 2017 berichtet, dass Störsignale von Windrädern bis etwa 10 km nachweisbar und unter 5 km relevant sind und sich nicht nachträglich herausfiltern lassen. Auf Caelis Karte reicht der Radius in die Potenzialfläche. Eine Stellungnahme des Landesamts für Geologie und Bergbau wird nicht genannt. Mögliche Folgen: Gutachten, Betriebsauflagen, weniger Ertrag, mehr Zeit.
Limes-Weltkulturerbe: Die Abstimmung mit der Generaldirektion Kulturelles Erbe ist laut Caeli „positiv begleitet“. Sie bezieht sich auf die Referenzanlage; jede Änderung von Standort oder Höhe müsste neu abgestimmt werden.
Wald und Naturschutz: Die von der Stadt selbst beauftragte Standortkonzeption (Planungsbüro Geisler) weist für die Potenzialfläche Landschaftsschutzgebiet, FFH-Gebiet, Biotopverbund, Regionalen Grünzug und Teile eines Wasserschutzgebiets aus. Keiner dieser Punkte kommt in der Caeli-Unterlage vor. Jeder kann das Genehmigungsverfahren verlängern und durch Auflagen den Ertrag mindern.

Fazit

Die Zahlen, auf die sich der Ratsbeschluss stützt, gelten für ein Fördersystem, unter das dieses Projekt nicht mehr fallen wird. Unter dem EEG 2027 gilt:

Der Betreiber erhält im Kern nur noch den Zuschlagswert; Mehrerlöse aus hohen Strompreisen werden zurückgezahlt.
Die Pacht für alle Eigentümer zusammen sinkt mit Pachtdeckel von rund 1 Million auf rund 200.000 € pro Jahr.
Die tatsächliche Strommenge dürfte 10–20 % unter Caelis Wert liegen; das trifft Betreiber und Gemeindeabgabe direkt.
Ein zu kleines Umspannwerk kostet entweder mehrere Millionen Euro oder Jahre Wartezeit, im ungünstigsten Fall mit Abregelung ohne Entschädigung.

Die Gemeindeabgabe steigt zwar auf 0,3 ct/kWh, das wiegt aber den Verlust bei der Pacht bei Weitem nicht auf. Der Eingriff in den Wald ist dagegen derselbe wie zuvor.

Fragen an Stadtrat und Verwaltung

Welchen Anteil an der Poolingfläche hält die Stadt, und welche Pacht ergibt sich daraus mit und ohne Pachtdeckel?
Was regelt § 8 des Gestattungsvertrags bei einer gesetzlichen Pachtbegrenzung: automatische Absenkung, Nachverhandlung oder Kündigungsrecht des Betreibers?
Auf welche Bezugsgröße beziehen sich die 15–16 % Pachtzins?
Sind die 2.438 Volllaststunden brutto oder netto? Liegt eine Windmessung vor oder ist eine geplant?
Welches Umspannwerk ist gemeint, welche Kapazität hat es, und liegt eine Netzanschlussauskunft des Netzbetreibers vor?
Liegt eine Stellungnahme des Landesamts für Geologie und Bergbau zur Erdbebenmessstation vor?
In welcher Eigenschaft tritt „Wald und Holz NRW“ auf? Der Landesbetrieb ist für Nordrhein-Westfalen zuständig; Bendorf liegt in Rheinland-Pfalz. Ist das ein Fehler in der Unterlage, oder gehört die Fläche tatsächlich dem Land NRW?
Welche Nachbargemeinden liegen im 2.500-m-Radius und mit welchem Anteil?
Wird die Wirtschaftlichkeitsberechnung nach Verabschiedung des EEG 2027 mit aktueller Preisreihe neu vorgelegt, bevor weitere Verträge unterschrieben werden?

Quellen

Stand der Gesetzgebung: Regierungsentwurf EEG 2027 (Drucksache 21/7867) und Netzanschlusspaket, beide noch nicht verabschiedet. Änderungen im parlamentarischen Verfahren sind möglich.