Rückblick auf flaue Jahre Windschwache Zeiten

Rückblick auf flaue Jahre am Beispiel des Windparks Sustrum/Renkenberge

Windschwache Zeiten

Anfang Februar 1999 zieht das Orkantief Lara über Deutschland hinweg. An einem der neuen Windräder im Emsland bricht in diesen stürmischen Tagen ein Rotorblatt ab, ein zweites folgt. Das Windrad gehört zur Gruppe von 32 Windenergieanlagen des Typs NM 1500/64, die in Sustrum und Renkenberge stehen, genauer gesagt in Ortsteilen von Lathen, einer sogenannten Samtgemeinde in Niedersachsen. Als im September des gleichen Jahres zur Besichtigung des Windparks Sustrum/Renkenberge an der Grenze zu den Niederlanden eingeladen wird, lockt gleichzeitig das Versprechen, den schnellen Transrapid bewundern zu dürfen. Aufbruch liegt in der Luft, Windräder schießen wie Pilze aus dem Boden.

Erneuerbarer Energie gehört die Zukunft, Umweltschutz als Kapitalanlage ist in. Wie alle Pioniere sammeln die Beteiligten Erfahrungen, die nicht immer positiv ausfallen. Sie können sich damit trösten, dass Investoren in Ost-Immobilien zu diesem Zeitpunkt noch größere Sorgenfalten bekommen. Anfangs sind alle Geldgeber beim Sektor Erneuerbare Energien noch guter Dinge. Verlustanteile kümmern in den ersten Jahren kaum, zunächst möchten viele Anleger lieber Steuern sparen als Gewinne mit Strom einfahren. Eine Einstellung, die weit verbreitet ist und gefördert wird.

Die offizielle Inbetriebnahme des Windparks Sustrum/Renkenberge findet am 14.12.1998 statt. Der Fonds mit einem Gesamtinvestitionsvolumen von 71,6 Mio Euro - damals 140 Mio. DM - kann Anfang Dezember geschlossen werden. 641 Kommanditisten mit einem Zeichnungsvolumen von 32,2 Mio. Euro sind beteiligt. Laut Prospekt sollen die Anlagen der zweiten Generation, deren erstes Lebensjahrzehnt hier beispielhaft skizziert wird, 90.400 MWh erzielen.

Der Windpark wird von Thyssen Rheinstahltechnik und dem dänischen Windkraftanlagen-Hersteller NEG MICON konzipiert, die der Hersteller VESTAS übernimmt. Ab 2007 ist die BVT Holding in die Planung eingebunden, die einen geschlossenen Fonds zur Finanzierung anbietet.

Dass in der Gesellschafterinformation Nr. 1 von Schäden berichtet wird, schränkt zwar den Betrieb, nicht jedoch die gute Laune ein. Die Garantie lässt über reparaturbedingte Stillstände und frühzeitiges Abschalten der Windkraftanlage bereits bei einer Windgeschwindigkeit von 12 m/sec hinwegsehen. Was jedoch keiner so recht bedenkt: eine Garantie für guten Wind, die gibt es nicht. Die Windkraftanlage segelt mitunter wie ein Schiff ohne Antrieb in seichten Gewässern, eine kleine Erinnerung an das frühere Sumpf- und Moorgebiet.

Der Windpark westlich der Ems hat von Anfang an keinen guten Wind, soll aber bis zum Jahr 2018 weiter betrieben werden. Zehn Jahre zuvor, Mitte 2008, verlieren immer mehr Geldgeber die Lust daran, der Flaute zuzusehen. Geschäftsführung und Beirat der Gesellschaft werden wie im Vorjahr nicht entlastet. Eine Anlegerinitiative bringt den Beschlussantrag ein, die Geschäftsführung mit Gesprächen für einen vorzeitigen Verkauf der Windparkanlage zu beauftragen. Es wird an eine Ausgliederung einer GmbH aus der BVT Windpark mit anschließender Veräußerung gedacht.

Der Windindex

Als Grundlage für das langjährig zu erwartende Mittel der Energielieferung dienen die Ertragsdaten der Vorjahre.

Zum Vergleich zwischen Ist und Soll, dem tatsächlichen Wind im aktuellen Jahr und dem erwarteten, dem Ertrag am Standort und dem in der Region, wird der Windindex herangezogen wird. Aus den monatlichen Ist-Energielieferungen und der mittleren Jahresenergielieferung des Standorts laut Prospektwert wird ein eigener Standortindex ermittelt. Dem steht trotz kleiner Datenbasis der regionale Windindex gegenüber, der angibt, um wieviel Prozent der Energieertrag von der mittleren langjährigen Jahresenergielieferung der Region abweicht. Bei den Abweichungen spielen lokale „geografische, topografische und orografische“ Verhältnisse des Windstandorts eine Rolle.

Erstmals wird der regionale Windindex 2003 korrigiert, der Bemessungszeitraum verlängert sich um zwei windschwache Jahre, das statistische Berechnungsverfahren zur Ermittlung wird angepasst. Das bewirkt, dass die Indexwerte bei gleichen Windverhältnissen höher liegen als beim bisherigen Index. Auch für 2007 erfolgt eine Umstellung der Berechnungsmethode. Diese führt in der Region 10, in der sich der Windpark Sustrum/Renkenberge befindet, zu einer Indexerhöhung im Jahresmittel von ca. 9 %.

Zitat aus einem der regelmäßig eintreffenden Geschäftsberichte: „Einiges deutet mittlerweile darauf hin, dass in den Jahren vor der Erstellung der für Sustrum/Renkenberge verwendeten Windgutachten bundesweit überdurchschnittliche Windverhältnisse geherrscht haben. Diese überdurchschnittlichen Windjahre haben möglicherweise dazu geführt, dass die Windgutachten trotz Beachtung der notwendigen Sorgfalt das tatsächliche Windangebot überschätzt haben.“

Weiter heißt es: „Windgutachter und Fachleute diskutieren über mögliche langfristige Auswirkungen des Klimawandels, der sich erst im Anfangsstadium befindet.“

Im Verkaufsprospekt wird laut Windgutachten eine durchschnittliche Windgeschwindigkeit von 6.75 m/s angegeben. Das Windgutachten beruft sich auf Daten der Wetterbeobachtung der Jahre 1987 – 1997. Bisher liegen die Werte immer darunter. Nicht näher benannte Meteorologen orakeln laut Geschäftsbericht: „Es wird wahrscheinlich sowohl mehr Zeiten mit geringen  Windgeschwindigkeiten geben als auch mehr mit sehr hohen.“ Aha!

Geschäftsberichte

1999 liegt der Energieertrag in der Region aufgrund der Windverhältnisse bei 83 % des langjährigen Mittelwerts. Im Geschäftsbericht steht dennoch: „Die erwartete Windgeschwindigkeit wird annähernd erreicht.“ Der unterdurchschnittliche Ertrag wird auf die schlechte Verfügbarkeit durch Stillstände zurückgeführt, bedingt durch den Verlust von zwei Rotorblättern.

Im durchschnittlichen Windjahr 2000 ergibt sich dasselbe Resultat. Der mögliche Stromertrag wird unterschritten, zumal die Windkraftanlage nur stark vermindert zur Verfügung steht. Es kommt zum Stillstand wegen einer verlorenen Tip-Spitze an einem Rotorblatt. NEG Micon ersetzt den entstandenen  Produktionsausfall aufgrund der Verfügbarkeitsgarantie, es kann prospektgemäß eine geringe Ausschüttung geleistet werden.

Das schlechte Windjahr 2001 bringt trotz hoher Verfügbarkeit des Windparks 24,6 % geringere Stromerlöse als prospektiert. Zwei Anlagen haben Lagerschäden am Generator, mehrere Blitzschäden werden verzeichnet.

Die prospektierte Energielieferung wird nur zu 71,9 % erreicht. Teilausschüttungen entfallen, das Thema Ertragsverbesserung steht an. Kostenstruktur und Erlösansätze sollen kritisch überprüft werden. Ist die geringe Windintensivität tatsächlich der einzige Grund für das schlechte Betriebsergebnis? Messungen sollen erfolgen.

Zunehmend entwickelt sich die Gesellschaft nicht prospektgemäß, die Stromerzeugung liegt aufgrund der unterdurchschnittlichen Windverhältnisse deutlich unter der Prognose. „Ansätze einer Energieverbesserung durch weitere außerordentliche Erlöse werden derzeit nicht gesehen, sind jedoch für die Zukunft nicht grundsätzlich auszuschließen“, heißt es im Geschäftsbericht. Ein sybillinischer Satz. Die „außergewöhnliche“ Wetterlage, die einer Ausschüttung entgegensteht, ist laut Verwaltung des Windparks nicht beeinflussbar und gehört zu den natürlichen Ereignissen.  

„Wir gehen davon aus, dass im Jahr 2002 das Windaufkommen wieder im normalen Rahmen liegen wird und damit auch die Ausschüttungen wieder planmäßig erfolgen können“, wird mitgeteilt.

2002 geht es zwar windstark los, aber dann herrscht Flaute. „Sehr schwaches Windangebot in ganz Deutschland“, lautet der Kommentar.

Die tatsächliche erzeugte Strommenge ist gering, was natürlich auf das unterdurchschnittliche Windaufkommen geschoben wird. Die Aufwendungen für Wartung und Instandsetzung sind höher als erwartet. Durch die schlechte Ertragssituation könne wieder einmal die verrechenbaren Verluste nicht mit anderen Einkünften ausgeglichen werden, es wird versprochen, sie mit künftigen Gewinnen aus der Beteiligung zu verrechnen. Nur wo bleiben diese Gewinne?

Wie dann im Geschäftsbericht erläutert, lassen sich die aufgetretenen Windverhältnisse anhand des regionalen Windindexes erklären. Der Energieertrag des Windparks liegt genau im regionalen Windindex von nur 82 %, was bedeutet, dass er für die gesamte Region um 18 % geringer ausfällt als der mittlere langjährig zu erwartende Energieertrag. Zwei Generatorschäden und Blitzeinschläge werden verzeichnet. Erneut kann wegen der niedrigen Stromerlöse keine 2. Teilausschüttung geleistet werden.

Sie ahnen schon, das Jahr 2003 erfüllt die Erwartungen der Gesellschaft hinsichtlich des Windaufkommens leider wieder nicht. Die Rede ist von einer stabilen Hochdruckwetterlage die mit geringen Windgeschwindigkeiten einhergeht. Nach der neuen Berechnung zeigt sich, dass der Energieertrag niedriger ausfällt als mit Blick auf den regionalen Windindex erwartet. Die geplante Energieerzeugung wird um 33,3 % unterschritten.

Der regionale Windindex für die Region liegt bei 74 %, der Standortindex bei nur 67 %. Bei Anwendung der bisherigen Berechnungen hätte der regionale Windindex der Region bei nur 59 % gelegen.

Windhedging ein Flop

Infolge der schlechten Erlössituation weist das Betriebskonto der Gesellschaft Ende Dezember 2003 ein Defizit auf. An eine Teilausschüttung ist natürlich nicht zu denken. Als Strohhalm wird das Windhedging angedacht. Windschwache Zeiten sollen nach diesem Konzept durch ein Finanzderivat abgesichert und Ertragsschwankungen ausgeglichen werden. Eine Überprüfung des vom Beirat angeführten Angebots zeigt, dass konkrete Zahlen keine Hilfe versprechen. Für technische Probleme besteht Gewährleistung, aber Wind kann nun mal nicht garantiert werden. Schon gar kein Aufwind.

Die Vermessung der Leistungskennlinien durch das Deutsche Windenergie-Institut (DEWI) läuft seit März 2004. Diese Linie bezieht sich nur auf die Einzelanlage, der Windparkwirkungsgrad bleibt außen vor. Eine Aufwandsreduzierung mit Blick auf die Kreditzinsen der Bankdarlehen erscheint dringend geboten.

Im Juni 2004 und im Dezember 2005 wird mitgeteilt, dass vorgesehene Teilausschüttungen nicht erfolgen können. „Leider wurde infolge der weiterhin unterdurchschnittlichen Stromerzeugung nicht genügend Liquidität erwirtschaftet.“  Wahrscheinlich sei der Anlagetyp  für diesen Standort nicht optimal. Als Ursache angeführt werden wie gehabt unterdurchschnittliche Windverhältnisse, nun aber auch unzureichende Leistungskennlinien. Derentwegen wird Mitte des Jahres 2005 Schiedsklage gegen den Generalunternehmer ARGE eingereicht. ARGA besteht aus Thysen Rheinstahl Technik Projektgesellschaft mbH und NEG Micon A/S, vertreten durch Vestas, deren Projektleitung ausgetauscht wird.

Neben dem Streit um die Leistungskennlinie steht die Reparatur der Oberflächenschäden  an den Rotorblättern im Fokus. September 2005 gibt es eine Beschädigung des Leistungskabels der WEA 5 in Renkenberge. Die Verdrillüberwachung soll versagt haben.

Wind überschätzt

Immer wieder sind die Windverhältnisse schlecht und die Stromproduktion ist geringer als erwartet. Der erbschafts- und schenkungssteuerliche Wert trägt ein dickes Minuszeichen. Trotz hoher technischer Verfügbarkeit erreicht der Standortindex 2004 nur 77,2 %, während der regionale Windindex im gleichen Zeitraum mit 83% angegeben wird.  Der gesamte Energieertrag der Region ist im Mittel um 17 % niedriger als der mittlere langjährig zu erwartende Energieertrag.

Die Vermessung an der WEA 12 in Sustrum durch das Deutsche Windenergie-Institut  deutet darauf hin, dass die Leistungskennlinie nicht erreicht wird.

Erstmals ist ab 2004 Gewerbesteuer zu zahlen, erfahren die Gesellschafter, die im Jahr darauf in München tagen.  Neben den steuerlichen Aspekten sind Kreditzinsen und Gebühren aktuelle Schlagwörter.

2005 bleibt, wen wundert es, der Stromverkauf aufgrund der beeinträchtigten Produktion geringer als erwartet. Der Windindex für die Region liegt bei 79,9 %, die wirklichen Erträge des Windparks nur bei 70,4 % des langjährigen Durchschnitts.

Der März 2006 bringt einen Getriebelagerschaden in Sustrum und einen Blitzschaden in Renkenberge, dem ein weiterer im Juli folgt. Eine lang andauernde Hochdruckwetterlage zu Jahresbeginn lässt die erzeugte Strommenge weit unter den geplanten Wert sinken, da hilft auch der windige Mai nichts mehr. Die Erträge des Windparks liegen nur bei 72,7 % des langjährigen Durchschnitts, der ermittelte Windindex weist 82,0 % für diese Region auf.

Das Schiedsgericht gegen den Generalunternehmer wegen der Unterschreitung der Leistungskennlinie endet 2007 mit einem Vergleich. Auf das Jahr gesehen läuft der technische Betrieb ohne größere Störungen,  die Verfügbarkeit der Windkraftanlage wird mit 98,5 % angegeben. Es wird 81,2 % der erwarteten Strommenge erzeugt, die Energielieferung liegt um 18,8 % unter dem Prospektwert. Der regionale Windindex erreicht 99,2 % des langjährigen Mittelwertes.

Die Instandsetzung von Oberflächenschäden an den Rotorblättern steht an.  

Ein von einer Anlegerinitiative der Gesellschafterversammlungen 2007 vorgelegter Beschlussantrag, den Windpark kurzfristig zu veräußern, findet mit Blick auf die Angebotssumme keine Mehrheit.

Seit dem schlechten Windjahr 2001 sind fünf von sechs geplante Ausschüttungen nicht geleistet worden. Im Dezember 2007 erfolgt eine 5 % Ausschüttung. Zum 30.6.2008 wird eine Ausschüttung in Höhe von 1,5 % (483 T Euro) bezogen auf das Kommanditkapital versprochen. 

Im Januar 2008 ist ein Getriebeschaden zu verzeichnen, die umfassende Rotorblattsanierung geht weiter. Eine Energielieferung um 18,8 % unter dem Prospektwert wird verzeichnet.

Das treibt den Willen zur Veräußerung an. Auf dem Zweitmarkt sind 2007 Marktpreise zwischen 30 und 55 % der Beteiligung zu erzielen. Etwa 5 % der Anleger verkaufen auf dem Zweitmarkt für lediglich 41 %. Doch die Mehrheit von Beirat, Treuhänder und Gesellschafter hofft weiter, will nicht aufgeben und unter Mindestpreis verkaufen.

Ein außergewöhnlich niedriges Windaufkommen im Dezember drückt das Ergebnis des Jahres 2008. Der ermittelte Windindex (V06) liegt bei 99,8 % des zu erwartenden langjährigen Mittelwertes für die Region, der Standortindex weist 67,7 % auf. Die Erträge des Windparks bewegen sich mit 81,2 % unter dem Wert, der dem regionalen Windindex entspricht. Ein Getriebeschaden und ein Blitzschaden an einer Trafostation werden gemeldet.

Im Dezember 2009 taucht ein Verkaufsangebot auf, das bis zum 15. März 2010 befristet ist. Der Kaufpreis beläuft sich auf 64 % des Nominalkapitals.

2009 wird trotz hoher technischer Verfügbarkeit von 98 % lediglich 68,2 % der erwarteten Strommenge erzeugt. Der ermittelt Windindex für die Region liegt bei 85,0 %.

Wie immer werden extrem schwache Windmonate sowie nicht erreichte garantierte Leistungskennlinie als Ursache angeführt. Von Januar bis Mai 2010 sinkt die erzeugte Strommenge auf 50 % der budgetierten Energieerträge.

Sind die Rotorblätter zu kurz geraten? Laut Untersuchung befinden sich ein Dutzend Anlagen in gutem Zustand und 19 Anlagen in einem dem Altern entsprechenden Zustand. Lediglich eine Anlage ist mangelhaft, sie hat einen Getriebeschaden. 

Repowering

Das Zauberwort 2011/12 heißt Repowering. Alte Anlagen sollen durch neue Windkraftanlagen ersetzt werden, wodurch die Energieausbeute am Standort sich beträchtlich steigern könne. Eine Kapitalverwässerung durch  Kapitalerhöhung? Neue Verpflichtungen und Schulden? Nun stellen sich die enttäuschten Investoren wieder die Frage, ob sie aussteigen oder weiter mitmachen sollen. Die Mehrzahl der Anleger denkt ans Verkaufen, sie hat sich nicht am Fonds beteiligt, um 2010 nochmals für 20 Jahre gebunden zu sein.

Mit Wehmut wird an die Prospektprognose gedacht, die bis zum Jahr 2014 Ausschüttungen in Höhe von rund 6,5 pro Jahr verspricht. Investoren, die Ausschüttungen erwartet haben, sind enttäuscht. 2001, 2003, 2004, 2005, 2006, 2009 und 2010 gehen sie völlig leer aus.

Der deutsche Städte- und Gemeindetag schätzt, dass in den nächsten Jahren in Deutschland etwa 7.000 MW aufgrund des großen technischen Fortschritts zur Debatte stehen. Ein Rotordurchmesser von mehr als 90 m würde zur Verschiebung der Standorte zwingen. Verstellbare Flügel, Rotorblätter mit 82 m Durchmesser und Turmhöhen von bis zu 138 m werden angepeilt. Neue Standorte, Freesenburg wird genannt, sind in Vorbereitung. Vom Repowering-Konzept verspricht sich die Gesellschaft stabile Erträge für die Zukunft. Es wird von einer mittleren Jahreswindgeschwindigkeit von bis zu 6,4 m/s in 80 m Höhe gesprochen.

Nach der umfassenden Reform des Erbschaftssteuergesetzes gelten ab 2009 neue Regelungen zur Wertermittlung. Im wahrsten Sinne des Wortes gilt ein „gemeiner Wert“. Der bestehende Treuhändler, die Prometa GmbH, meldet Insolvenz an, was aber, so wird versichert, nichts mit dem Windpark zu tun hat.  Als neuer Treuhändler wird die PTM Portfolio Treuhand Vermögensverwalter GmbH München vorgeschlagen.

Die letzten zehn Betriebsjahre des Windparks sind wie schon gewohnt durch sehr windschwache Jahre gekennzeichnet, außerdem liegt die Leistungsfähigkeit der Anlage unterhalb der Erwartungen. Schlechte Windverhältnisse sowie unzureichende Leistungskennlinien werden über ein Jahrzehnt als Grund für unzureichende Stromerzeug und ausbleibende wirtschaftliche Erträge angeführt.

Ein Gerangel um drei Beiratsposten beginnt. Gesellschafter äußern die Sorge, dass der Windpark zum Spielball einer kleinen Interessengruppe wird. Eine Anlegerinitiative drängt zum vorgezogenen Verkauf, nennt aber keinen Investor. Dem einzelnen Anleger bleibe in den kommenden neun Jahren bei Weiterführung des Windparks keine nennenswerte Liquidität, da er Ausschüttungen fast zu 100 % an das Finanzamt weiterleiten müsse.  Das Risiko der Nachhaftung sitzt im Nacken.   

Es bieten sich drei Möglichkeiten an: Weiterbetrieb der derzeitigen Anlage, Verkauf im jetzigen Zustand, Repowering durch die Gesellschaft.

Bis 2010  pendeln sich die Preise für den Verkauf von Anteilen bei 64 % des Kommanditkapitals ein. 30 Prozent der Anteile werden an die Swisspower AG veräußert. Es handelt sich dabei um einen Zusammenschluss von Schweizer Stadtwerken und lokalen Anbietern.

2011/2012 kommt es zum Repowering und zur Erweiterung von drei Windkraftanlagen. Die Abweichungen der Jahreswerte von den langjährigen Mittelwerten bestehen weiterhin.

Wer von den Kommanditisten dabei bleibt erfährt, dass für Gesamtdeutschland 2014 ein deutlich unter dem langjährigen Mittelwert (Windindex) liegendes Windjahr herrscht. Wen wundert es noch: die Winderträge liegen unter den geschätzten Annahmen des Windgutachtens, die Erlöse bleiben hinter der Planung zurück, die Rücklagen für Wartung und Instandhaltung reichen nicht.

Wohl dem, für den sich die mehrmaligen gesetzlichen Änderungen des Erneuerbaren Energien Gesetzes mit seinen Novellen positiv auswirken. Angepasste Rahmenbedingungen und die Strompreisrückgänge bleiben ein Risiko für die Wirtschaftlichkeit. Inzwischen gibt es zehntausende von Windparks, laut dem Deutschen WindEnergie Institut sind rund 26.500 Anlagen vorhanden. Wind- und Solarenergie statt fossiler Brennstoffe und Atomstrom liegen im Trend. Trotz Energiewende erfolgt 2015 eine gesetzliche Begrenzung des Ausbaus, die vom Bundesverband EEG und vom Bundesverband WindEnergie als Deckelung des Klimaschutzes zugunsten der Kohle empfunden wird.  Die Bundesnetzagentur, welche den Netzzugang seit über zehn Jahren reguliert, verweist mit Sorge auf die Stromübertragung der Netze über große Entfernungen. „Strom ist nicht speicherbar“, wird bekundet. Der Beschluss, notwendige Stromtrassen von Nord nach Süd in die Erde zu verlegen, verzögert den Ausbau, bringt aber mehr Akzeptanz in der Bevölkerung. Damit die Energiewende schneller voran geht, könnten neben Wasserstoff und Gas vielleicht neuartige Batterien und Akkumulatoren eine Antwort geben.

2016 erreicht die in Deutschland erzeugte Windenergie mehr als Doppelte des auf Solaranlagen entfallenden Stroms. Zunehmend werden Offshore-Windparks angestrebt. Ungebrochen sind Träume von ganzen Energie-Inseln an zentraler Stelle in der Nordsee, deren Windkraftangebot den Atem raubt.

Geschäftsberichte

1998: Der Windpark ist schlüsselfertig. Prospektwert 90.400 MWh.

1999: Stromproduktion 54.837 MWh.

2000: 78.771 MWh Strom erzeugt.

2001: 65.018 MWh Strom erzeugt.

2002: 74.089 MWh Strom erzeugt.

2003: Die Anlage liefert 60.261 MWh Strom.

2004: Es wird 69.784 MWh Strom produziert.

2005: Stromerzeugung bei 63.673 MWh.

2006: Der Windpark produziert 65.692 MWh Strom.

2007: Der Windpark liefert 73.406 MWh Strom.

2008: Der Windpark produzierte 73.395 MWh Strom

2009: Der Windpark liefert 61.660 MWh elektrische Energie.