Moderne Windparks: Höher, weiter und genauso UNRENTABEL

Neue Typen gleiches Minusgeschäft

Windparks über die letzten 20 Jahre waren ein heftiges Minusgeschäft, wie wir gestern gezeigt haben. Ohne eine stete Alimentierung durch Steuerzahler, eine Zwangsalimentierung, die um erhöhte Strompreise ergänzt wird, das, was am Markt gemeinhin als “Deppenprämie” bezeichnet wird, wäre kaum ein Windpark in Deutschland gebaut worden. Erst nachdem Ideologie über Rationalität gestellt wurde, und Subventionen eingesetzt wurden, um den Windparkbetreibern JEDES wirtschaftliche Risiko zu nehmen, wurden Windparks errichtet.

Nun kann man Subventionen in eine Technologie als eine Art “Anschubfinanzierung” begründen bis Skaleneffekte einsetzen, die zum einen die Technologie billiger, zum anderen effizienter machen, so dass die Technologie AUS SICH HERAUS rentabel wird.

Die Frage, die wir in diesem Beitrag beantworten lautet daher: Sind neue Typen von Windrädern, mit mehr Leistung und mehr Effizienz geeignet, die Verluste, die wir gestern ausgewiesen haben, zu beseitigen und in einen Gewinn umzuwandeln, der am Markt und nicht auf dem Rücken von Steuerzahlern realisiert wird, also durch den Verkauf von Strom, nicht durch einen garantierten Strompreis, den Steuerzahler zu decken haben?

Unsere Analyse geht wieder von einem Windpark aus, der in der Nähe von Edesheim in der Pfalz, in den Gemarkungen von Kleinfischlingen/Venningen errichtet werden soll. Und in der Tat gibt es bereits ein Planfeststellungsverfahren und weitgediehene Planungen für einen entsprechenden Windpark.

Seit E70/E4 Turbinen verbaut wurden, hat sich vieles geändert. Der Trend geht zu immer größeren, immer ausufernderen Monstern, die große Teile der Luft durchpflügen, um auf diese Weise und in Höhen, in denen man mit etwas mehr Wind rechnen kann, in den Bereich von Rentabilität zu gelangen. Die folgende Abbildung zeigt die beiden Typen Windturbine von Enercon, die wir für die Analyse berücksichtigt haben und stellt sie der E70/E4 aus der letzten Analyse gegenüber:

Der derzeit dominierende Typ von Enercon ist die E160, ein Monster mit einem Rotordurchmesser von 160 Metern, mehr als das Doppelte der E70. Die Nabe befindet sich in 160 Metern Höhe, das Monster kommandiert eine Gesamthöhe von 240 Metern. Der Trend zu immer höher immer breiter hat - wie erwähnt - eine Ursache: Um überhaupt in den Bereich eines rentablen Betriebs zu gelangen, ist es notwendig, den wenigen Wind, der in größerer Höhe etwas weniger wenig ist, auszunutzen. In Edesheim wie allgemein in den windarmen Lagen, die weite Teile Süddeutschlands auszeichnen, kann man die 5 m/s durch eine Nabe in 160 Metern Höhe in 5,7m/s erhöhen, was eine höhere Vollaststundenzahl und höhere Leistung zur Folge hat.

Dazu kommen wir gleich.

Zuvor wollen wir darstellen, was mit solchen Ungetümen, von denen wir der Einfachheit halber immer neun aufstellen, um die Vergleichbarkeit der jeweiligen Rentabilität einzuhalten, an Flächenverbrauch einhergeht:

Die Fläche, die zum “Windpark” gehört, auch wenn die sogenannte Hülle weiterhin landwirtschaftlich genutzt werden kann, sofern man keine Probleme mit dem Abrieb und den dabei freigesetzten Partikeln “Mikroplastik” hat, erhöht sich um das 5fache im Vergleich zur E70 der Ausgangsrechnung.

Nicht nur der Flächenverbrauch wird größer, auch die Sichtbarkeit der Monster wird besser. Damit wir alle wissen, wovon wir reden, haben wir in der folgenden Abbildung einen Höhenvergleich der drei Windturbinen mit Gebäuden in Deutschland angestellt:

Die blühenden Landschaften, von denen Helmut Kohl einst geredet hat, werden sich in schwingende Landschaften voller dumpfer Brummtöne, die soweit das Auge reicht, vogelfrei sind, verwandeln.

Und der Strom, der produziert wird, reicht er aus um die Anlage zu tragen und am Strommarkt einen Gewinn zu realisieren?

Die entsprechende Rechnung, die wir nach dem selben Muster erstellt haben, wie wir das gestern getan haben, kommt zum folgenden Ergebnis:

Mit der Höhe der Windturbine steigt die Anzahl der Vollaststunden, mit der Anzahl der Vollaststungen steigt die Menge des produzierten Stroms, mit der Menge des produzierten Stroms steigt der Erlös, und mit dem steigenden Markt-Erlös schafft es unser Windpark aus neun E160 Windturbinen von Enercon in Edesheim tatsächlich, in die Gewinnzone. 7 Millionen Euro stehen am Ende der 20 Betriebsjahre.

Aber natürlich sind diese 20 Betriebsjahre ZUKUNFT, sie beginnen gerade. Wir haben die Ergebnisse modelliert, und wenn man Ergebnisse modelliert, dann macht man zwangsläufig Annahmen darüber, wie sich die Zukunft entwickeln wird.

Das sind unsere Annahmen:

• Standort: Edesheim/Venningen, Binnenland Pfalz, eher windschwach;

• Parkgröße: 9 Anlagen, rechnerisch 3×3.

• Laufzeit: 20 Jahre, Werte nominal, ohne Inflation, ohne Abzinsung, ohne Kapitalzins, ohne Steuer.

• Verfügbarkeit, Parkabschattung, Fledermaus-/Schallabschaltung: in den Volllaststunden pauschal enthalten.

• EEG-Neuanlage 2026: Marktprämie, Bais = Zuschlag am Referenzstandort × Standortgüte-Korrektur. Ansatz 6,2 ct/kWh (Zuschlag 2026 oft 4,8–5,5 ct am 100-%-Standort, Pfalz ~80 %-Standort, weil zu wenig Wind).

• Markt: Onshore-Marktwert 7,0 ct/kWh als 20-Jahres-Mittel (2024: 6,29 ct, 2025: 7,44 ct, H1 2026 um 8 ct).

• Betriebskosten: 52 €/kW·a über 20 Jahre (WindGuard 2025: 51–53 €/kW).

• Rückbau: netto nach Schrotterlös.

In der Rechnung ist keinerlei Inflation enthalten. Inflation wirkt sich “positiv” auf den Gewinn aus: Der Wert des Gewinns wird höher. Und in der Berechnung sind keinerlei Zinsen enthalten. Die Modellrechnung basiert somit auf der weltfremden Annahme, dass die Betreiber des Windparks die Investitionskosten komplett aufbringen, sie nicht über eine Bank finanzieren. Die Positivrechnung, die Sie oben sehen, wird gewöhnlich in Hochglanzbroschüren in der ein oder anderen Form Verwendung finden. Die folgende Berechnung zeigt die Bilanz auf Basis derselben Annahmen und unter Veränderung von zwei Größen: Inflation wird eingerechnet (2,4% p.a.) und Investitionen werden mit einem Marktzins von 5% (eher gering) verzinst.

Das Spiel ist, wenn man die reale Welt einführt, ein vollkommen anderes:

Unter realen Marktbedingungen rechnet sich KEINE der drei Turbinen. Egal, wie hoch und weit die Dinger sind, nach 20 Betriebsjahren unter der Annahme günstig verlaufender Marktpreise, unter Einrechnung inflationsbedingter Mehrerlöse und Mehrkosten aus der Finanzierung der Investitionen steht ein VERLUST am Ende.

Anhang:

Wer sich für die Rechnung interessiert, die Ertrag/Erlös als Funktion von Rotor und Höhe ausgibt:

Verfügbare Leistung im Wind:

Umfang U=πDU=πD, also A=U2/(4π)A=U2/(4π). Der Ertrag skaliert mit dem Quadrat des Rotors, nicht mit dem Umfang selbst.

Windzunahme mit der Höhe (Potenzgesetz):

Rohprodukt Fläche × v3v3:

• E-138: 3,79×1,19≈4,53

• E-160: 5,08×1,50≈7,65