Windgutachten

Was die Richtlinie regelt

Die TR 6 legt Methodik, zulässige Datengrundlagen und die Unsicherheitsanalyse fest. Sie macht Gutachten vergleichbar, indem sie vorschreibt, wie Messdaten, Langzeitkorrektur, Strömungsmodellierung und Verluste zu behandeln sind. Institute verlangen die Konformität nicht aus Formalismus, sondern weil ein Gutachten ohne diesen Rahmen nicht gegen ein zweites gerechnet werden kann.

Der aktuelle Stand ist Revision 12 vom 28.11.2023. Die FGW hat für den Revisionswechsel eine Übergangszeit bis zum 01.07.2024 vereinbart; seither soll die Bestimmung von Windpotenzial und Energieerträgen nur noch über Revision 12 erfolgen. Die frühere Revision 11 vom 21.09.2020 ist abgelöst. Ein Gutachten, das sich ausdrücklich auf Revision 11 stützt, arbeitet nach überholtem Stand, und das ist in der Bankvorlage ein erklärungsbedürftiger Punkt.

Die Richtlinie führt in acht Kapiteln von der Standortbesichtigung über die Anforderungen an Winddaten, die Langzeitkorrektur, die Windverhältnismodellierung und die Energieertragsberechnung zur Unsicherheitsanalyse und zum Berichtsformat. Kapitel 1.1 verlangt die Bestimmung durch eine unabhängige Institution. Neu in Revision 12 sind die durchgängige Trennung von Muss-, Soll- und Kann-Bestimmungen, das T-RIX-Verfahren für zulässige Abstände bei der Verwendung von Eingangsdaten je nach Komplexität des Standorts sowie konkretisierte Anforderungen an Windmessungen, Vergleichsanlagen und die Dokumentation.

Die gesetzliche Anbindung

Die TR 6 ist nicht nur Branchenusus. Anlage 2 Nummer 7.3 EEG vermutet, dass die Berechnung des Standortertrags dem Stand der Technik entspricht, wenn die Technischen Richtlinien der FGW, insbesondere Teil 6, eingehalten sind. Der Standortertrag wird nach § 36h EEG ins Verhältnis zum Referenzertrag gesetzt; daraus folgen Gütefaktor und Korrekturfaktor auf den Zuschlagswert, siehe Standortgüte.

An dieser Stelle wird regelmäßig falsch zitiert. Die Akkreditierung nach DIN EN ISO IEC 17025 verlangt Anlage 2 Nummer 6 EEG für die Vermessung der Leistungskennlinien nach Nummer 5 und für die Berechnung der Referenzerträge von Anlagentypen am Referenzstandort nach Nummer 2. Das betrifft die Anlagenvermessung, nicht das standortbezogene Ertragsgutachten nach TR 6. Wer die 17025-Akkreditierung des Windgutachters als gesetzliche Pflicht ausgibt, verwechselt zwei Nummern derselben Anlage. Verlangen kann eine Bank sie trotzdem, dann aber als vertragliche Anforderung, nicht als Gesetzeslage.

Windmessung, Kalibrierung und die einschlägigen Normen

Die Datengrundlage entscheidet über die Unsicherheit. Eine Standortmessung mit Messmast oder Lidar senkt sie spürbar gegenüber einer reinen Modellrechnung. Welche Norm dabei gilt, wird oft vermengt:

• IEC 61400-12-1, Edition 3.0 vom 05.09.2022, regelt die Vermessung der Leistungskennlinie einer Windenergieanlage, nicht die Standortmessung. TR 6 Revision 12 verweist auf diese Edition.
• MEASNET, Evaluation of Site-Specific Wind Conditions, Version 3 vom September 2022, ist das Verfahrensdokument für die standortbezogene Windmessung und deren Auswertung.
• MEASNET, Anemometer Calibration Procedure, Version 3 vom Dezember 2020, regelt die Kalibrierung der Windgeschwindigkeitssensoren; für bodengestützte Lidar gibt es seit Mai 2026 ein eigenes Verifikationsverfahren in Version 1.
• IEC 61400-15-1, Edition 1.0 vom 14.03.2025, beschreibt international die Eingangsbedingungen für die Standorteignung. Sie ersetzt die TR 6 im deutschen EEG-Kontext nicht.

P50, P75 und P90

Die P-Werte sind kein zweiter Ertrag, sondern derselbe Erwartungswert unter Abzug eines Sicherheitsmaßes, das aus der kombinierten Unsicherheit des Gutachtens folgt. Der Abstand zwischen P50 und P90 misst deshalb nicht den Standort, sondern die Qualität der Datengrundlage. Wichtig ist außerdem der Bezugszeitraum: Ein P90 über ein einzelnes Jahr ist ein anderer Wert als ein P90 über zwanzig Jahre, weil sich die jahresweise Windvariabilität über lange Zeiträume ausmittelt.

Ein belegtes Beispiel: Die Anlagebroschüre zum Repowering Windpark Höheinöd vom 28.10.2025 nennt zwei unabhängige Ertragsgutachten von Ramboll und Anemos. Netto P50: 32.940 und 32.103 Megawattstunden, im Mittel 32.522. Netto P75: 30.204 und 29.469 Megawattstunden, im Mittel 29.837. Der Abstand zwischen P50 und P75 beträgt rund 8 Prozent, die Abweichung der beiden Gutachten untereinander im P50 rund 2,6 Prozent.

Zwei Gutachten und was die Bank daraus macht

Die UmweltBank verlangt in ihrer Checkliste Projektfinanzierung Windkraft, Stand 09/2024, ausdrücklich zwei Ertragsgutachten mit Berechnung der relevanten Verluste gemäß den Auflagen aus der Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz. Eine Anforderung an FGW-Konformität oder an eine Akkreditierung des Gutachters enthält diese Checkliste nicht. Wann im Projektverlauf ein Institut welches Gutachten sehen will, ordnet Projektstatus und Zeitachse ein.

Welchen P-Wert ein Institut seinem Kreditmodell zugrunde legt, veröffentlicht keines als allgemeine Regel. Es gibt eine dokumentierte Einzelangabe: Die GLS Bank hat auf den Windenergietagen am 09.11.2016 eine Strukturierung auf Basis von P50-Vergütung und P75-Ertrag in den ersten fünf Jahren und anschließend P75 auf beiden Seiten dargestellt, im Rechenbeispiel mit einer Gutachtenunsicherheit von 13 Prozent. Das ist ein Vortragsstand von 2016 unter den damaligen Ausschreibungsbedingungen, kein heute geltender Marktstandard. Ein aktueller, veröffentlichter Bankstandard zum anzusetzenden P-Wert ist nicht auffindbar; diese Lücke bleibt bestehen. Belegbar ist nur die Mechanik: Je größer die ausgewiesene Unsicherheit, desto größer der Abschlag vom Erwartungswert, mit dem der Kapitaldienst gerechnet wird, siehe Kapitaldienstdeckungsgrad. Wer eine bestimmte Zahl als Bankstandard genannt bekommt, sollte nach der Fundstelle fragen.

Verluste, Verfügbarkeit und Parkwirkung

Anlage 2 Nummer 7.1 EEG leitet den Standortertrag aus dem Bruttostromertrag ab, vermindert um vier Verlustfaktoren: Abschattungseffekte, fehlende technische Verfügbarkeit in Höhe von höchstens 2 Prozent des Bruttostromertrags, elektrische Effizienzverluste zwischen Anlagenklemme und Netzverknüpfungspunkt sowie genehmigungsrechtliche Auflagen, etwa zu Geräuschemissionen, Schattenwurf, Naturschutz oder Flugbetrieb einschließlich Radar.

Die Zahl von 2 Prozent ist eine gesetzliche Rechenregel für den Standortertrag, keine Prognose der tatsächlichen Verfügbarkeit. Wer sie ungeprüft in das Finanzierungsmodell übernimmt, rechnet die Betriebsrealität schön. Umgekehrt zeigt Nummer 7.2, dass der Gesetzgeber Ausfälle oberhalb von 2 Prozent, Abregelungen des Netzbetreibers nach § 13a EnWG und sonstige Abschaltungen bei der späteren Überprüfung als fiktive Strommengen wieder hinzurechnet. Für die technische Betriebsführung folgt daraus eine harte Anforderung: Die Anlagendaten müssen so vorgehalten werden, dass berechtigte Dritte die Betriebszustände auslesen können und die Daten nachträglich nicht veränderbar sind. Diese Pflicht steht im Gesetz und gehört in den Betriebsführungsvertrag.

Für Abschattungs- und Parkwirkungsverluste veröffentlicht keine Institution eine typische Bandbreite, die sich zitieren ließe. Sie hängen von Anlagenzahl, Abständen, Anordnung zur Hauptwindrichtung und Nachbarparks ab und sind im Gutachten einzeln auszuweisen. Die im Modell verwendete Verfügbarkeit sollte gegen den Wartungsvertrag gehalten werden, nicht gegen die Gutachtenannahme, und die daraus folgende Ertragsverteilung gehört in den Windpark-Cashflow.

Unsicherheitskomponenten

Kapitel 7 der TR 6 unterscheidet die Unsicherheiten nach ihrer Quelle und kombiniert sie anschließend. Genannt werden die Winddatenbasis mit Eingangsdaten, Vergleichsanlagen, Messstrategie und Langzeitkorrektur, die Modellierung des Windfelds mit topografischen Daten, Modellsensitivität und Transfer, die Modellierung des Parkwirkungsgrads, die Leistungskennlinie der Anlage und die Energieverlustfaktoren mit Berechnungsmodell und Eingangsdaten. Ein Gutachten, das nur eine Gesamtunsicherheit nennt, ohne diese Komponenten offenzulegen, ist nicht prüfbar.

Was im Gutachten geprüft gehört

• Revisionsstand: TR 6 Revision 12 vom 28.11.2023, nicht Revision 11.
• Datengrundlage: Standortmessung mit Messmast oder Lidar oder ausschließlich Modelldaten, mit Messzeitraum und Kalibriernachweisen.
• Langzeitkorrektur: welcher Referenzdatensatz, welcher Zeitraum, welche Korrelationsgüte.
• Unsicherheitsanalyse: die Einzelkomponenten nach Kapitel 7, nicht nur die Summe.
• P-Werte mit Bezugszeitraum, also ein Jahr oder die Betrachtungsdauer.
• Verlustannahmen einzeln: Parkwirkung, Verfügbarkeit, elektrische Verluste, Abschaltungen aus dem Genehmigungsbescheid.
• Konsistenz mit dem Gütefaktor: Ertrag im Gutachten und Standortertrag nach Anlage 2 EEG müssen zueinander passen.
• Anlagentyp und Nabenhöhe: Das Gutachten gilt für die bewertete Konfiguration. Ein Wechsel entwertet es.
• Bei zwei Gutachten: die Abweichung untereinander und die Art der Mittelwertbildung offen ausgewiesen.

Der Ertrag aus dem Gutachten geht unmittelbar in die Kapitaldienstrechnung ein. Der Repowering-Wirtschaftlichkeitsrechner zeigt, wie stark der Deckungsgrad auf einen Abschlag von zehn Prozent reagiert. Beim Repowering kommt der Genehmigungsweg hinzu, beschrieben im Ratgeber zur Repowering-Genehmigung.

Häufige Fragen