Wirtschaftlichkeit

Die einmaligen Investitionskosten für Kauf und Installation der Windturbinen, Bau der Fundamente, Errichtung der notwendigen Infrastruktur sowie die Anbindung an das Stromnetz, können je nach Standort, Turbinentyp und Projektgröße erheblich variieren und belaufen sich auf ca. 1-2 Millionen Euro pro MW Leistung. Die reinen Planungskosten, z. B. für Gutachten und Genehmigungen belaufen sich dabei auf bis zu 300.000 Euro.

Die laufenden Betriebs- und Wartungskosten für regelmäßige Wartung, Ersatzteile, Fernüberwachung, Versicherung, Pacht und andere betriebliche Ausgaben beeinflussen direkt die langfristige Rentabilität des Projekts und liegen im sechsstelligen Bereich.

Ökostromproduzenten, die Anlagen mit einer Leistung von mehr als 100 kWp betreiben, sind seit 2016 verpflichtet, ihren erzeugten Strom direkt zu vermarkten. Dies soll den Markt für erneuerbare Energien wettbewerbsfähig machen. Die Höhe der Einnahmen durch den Verkauf des erzeugten Stroms hängt hier vom, aktuell an der Börse zu erzielenden, Strompreis (Marktwert) ab und von der Höhe der EEG-Vergütung, welche dem Betreiber als sogenannte Marktprämie eine Mindesteinnahme sichert. Wer Strom einspeist, erhält zunächst den Börsenpreis. Liegt dieser unter einer festgelegten EEG-Vergütung, gleicht eine Marktprämie die Differenz aus und schützt die Betreiber vor Preisschwankungen. Der Anlagenbetreiber erhält die Marktprämie vom Verteilnetzbetreiber und den Marktpreis von seinem Direktvermarkter. Die Prämie fördert eine flexible Einspeisung, die dann bessere Preise erzielt, wenn die Nachfrage hoch ist. Die Voraussetzung für die Direktvermarktung ist die Fernsteuerbarkeit der Anlage und wird zur Unterstützung der Netzstabilität genutzt.

Da Strompreise an der Börse sehr schwanken können, wird bei der Wirtschaftlichkeitsanalyse mit der minimalen EEG-Vergütung gerechnet. Wie die Preisbildung auf dem Strommarkt funktioniert können Sie hier nachlesen.

Der EEG-Fördersatz als garantierte Mindesteinnahme, auch anzulegender Wert genannt, wird für neu in Betrieb gehende Windenergieanlagen über ein Ausschreibungsverfahren in einem vierteljährlichem Bieterwettbewerb der Bundesnetzagentur ermittelt.

Für Windenergieanlagen an Land ab einer Leistung von 1 MW müssen sich die Gebote auf einen Gebotswert (in Cent pro Kilowattstunde) für den in den Anlagen erzeugten Strom und auf eine Gebotsmenge (in Kilowatt anzugebende Anlagenleistung) beziehen. Die Gebote mit den niedrigsten Gebotswerten erhalten einen Zuschlag und zwar bis das ausgeschriebene Volumen des jeweiligen Gebotstermins erreicht ist. Für das Jahr 2025 hat die Bundesnetzagentur den Höchstwert auf 7,35 Cent/kWh festgelegt.

In der Maiausschreibung 2025 waren z. B. 3.443 Megawatt (MW) ausgeschrieben, wobei für 4.972 MW Angebote abgegeben wurden. Gemäß § 28 Abs. 2 Nr. 2 EEG beträgt das jährliche Ausschreibungsvolumen für Windenergieanlagen an Land in den Jahren 2024 bis 2028 jeweils 10.000 MW – also 2.500 MW je Gebotstermin. Im Mai 2025 betrug die Zuschlagsmenge für Bayern hier 134 MW. Die im Rahmen des Gebotspreisverfahrens erzielten Werte bewegten sich zwischen 6,47 Cent/kWh und 6,94 Cent/kWh und liegen deutlich unter dem festgelegten Höchstwert von 7,35 Cent/kWh.

Bürgerenergiegenossenschaften können entscheiden, ob sie am wettbewerbsorientieren Ausschreibeverfahren teilnehmen oder von Ausnahmeregelungen im EEG 2023 Gebrauch machen. Mit diesen können sie eine Vergütung für den eingespeisten Strom beantragen, der sich an Durchschnittswerten der Ausschreibungen des Vorjahrs orientiert.

Standorte mit geringeren zu erwartenden Erträgen als einem Referenzstandort erhalten eine höhere Vergütung als Standorte mit höheren zu erwartenden Erträgen. Die Standortgüte wird durch die Stromerträge im laufenden Betrieb nach 5, 10 und 15 Jahren als Gütefaktor ermittelt und angepasst. Dabei wird überprüft, wieviel Ertrag die Anlage im Verhältnis zu einer Referenzanlage an ihrem Standort tatsächlich erreicht hat. Dieser Gütefaktor kann von 150 Prozent bis unter 50 Prozent betragen und die Einspeisevergütung wird mit einem zugehörigen Korrekturfaktor von 0,79 bis maximal 1,55 angepasst.

Aktuell wird in unserer Region mit einer Vergütung von 10,011 Cent/kWh kalkuliert, die sich aus einem Gebotswert von 7,05 Cent/kWh und einem Gütefaktor von 1,42 errechnet.

Alle Anlagen erneuerbarer Energien werden grundsätzlich nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) vergütet und erhalten 20 Jahre lang einen festen Vergütungssatz und eine Abnahmegarantie. Für jede Kilowattstunde, die ins öffentliche Netz eingespeist wird, erhält der Betreiber eine Auszahlung der Einspeisevergütung über die Netzbetreiber. Ökostromproduzenten, die Anlagen mit einer Leistung von mehr als 100 kWp betreiben, müssen ihren erzeugten Strom seit dem EEG 2016 selbst verkaufen, erhalten aber garantiert den Mindestpreis in Höhe ihrer ermittelten und festgelegten Einspeisevergütung in Form einer Marktprämie. Die vier großen Übertragungsnetzbetreiber führen für die Auszahlung der Einspeisevergütung ein gemeinsames EEG-Konto. Einbezahlt werden dort die Erlöse aus dem Verkauf des eingespeisten Stroms an der Strombörse. Die Verbraucher wurden bis 2022 über die EEG-Umlage an der Einspeisevergütung beteiligt.

Seit 2023 werden die Kosten vom Energie- und Klimafonds (EKF) übernommen, der nun die Förderung erneuerbarer Energien finanziert. In ihn fließen z. B. die Einnahmen der CO₂- Bepreisung und die Erlöse aus dem europäischen Emissionshandel. Durch die Absenkung der EEG-Umlage auf null wird der EKF zukünftig mit rund 6,6 Milliarden Euro belastet, damit der Ausbau der erneuerbaren Energien weiterhin unterstützt wird, ohne dass die EEG-Umlage die Strompreise weiter direkt belastet.

Im Vergleich: Allein 2022 wurden der Abbau von Braunkohle und die Stromerzeugung daraus von der Allgemeinheit mit rund 1,7 Milliarden Euro gefördert. Davon kommen 1,2 Milliarden direkt aus dem Staatshaushalt.

Einen Überblick über die Zusammensetzung der 65 Milliarden umweltschädlichen Subventionen 2018 in Deutschland gibt eine Studie des Umweltbundesamts:

In einer Studie des Fraunhofer Instituts für solare Energiesysteme (ISE) werden die Stromgestehungskosten verschiedener Energietechnologien im Bezugsjahr 2024 miteinander verglichen. Unter allen Kraftwerksarten sind PV-Freiflächenanlagen und Windenergieanlagen an Land die kostengünstigsten Technologien in Deutschland. Je nach Anlagentyp und Sonneneinstrahlung variieren die Stromgestehungskosten von PV-Anlagen zwischen 4,1 und 14,4 Cent/kWh, basierend auf Anlagenkosten zwischen 700 und 2000 € pro Kilowattpeak. Die Stromgestehungskosten von Windenergieanlagen liegen zwischen 4,3 und 9,2 Cent/kW, basierend auf spezifischen Anlagenkosten von 1300 bis 1900 € pro Kilowatt.

Im Vergleich gibt die Studie für flexibel einsetzbare Gasturbinenkraftwerke Stromgestehungskosten zwischen 15,5 und 32,6 Cent/kWh an, wobei der steigende CO₂-Preis eine entscheidende Rolle spielt.

Die Gestehungskosten von neu zu bauenden Kernkraftwerken ergeben sich zu 13,6 bis 49,0 Cent/kWh, wobei Folgekosten sowie Endlagerung nicht berücksichtigt wurden. Die Zwischenlagerung von Atommüll und die Suche nach einem Endlager binden mit 1,4 Mrd. Euro mehr als die Hälfte des Haushalts des Umweltministeriums für das Jahr 2025.

Im Bürgerwindpark Gerolsbach gingen 2015 drei Windenergieanlagen mit jeweils 2,4 MW in Betrieb.  Die mittlere Windgeschwindigkeit liegt bei 22 km/h (5.9 m/s), wobei die Anlagen Wind zwischen 11 km/h und 72 km/h nutzen können. Die Investitionskosten beliefen sich auf 13.800.000 €. Darin enthalten sind die Projektentwicklungskosten des Windparks in Höhe von ca. 450.000 € für verschiedene Gutachten, wie Windstärke, Schatten- und Eiswurf, Lärm- und Umweltverträglichkeit, die spezielle artenschutzrechtliche Prüfung (saP), die Projektierung der Wegeführung und vieles mehr. Die Kosten für einen Vollwartungsvertrag variieren (je älter die Anlage desto teurer) und belaufen sich i.d.R. auf ca. 70.000 € im Jahr pro Anlage.

Der Stromertrag lag bis Mitte 2024 bei insgesamt ca. 150.000.000 Kilowattstunden, die bei einer Einspeisevergütung von 8,9 Cent/kWh Einnahmen von ca. 13.350.000 € erbrachten. Nach 10 Jahren Betrieb haben sich also die Investitionskosten in etwa amortisiert.