Für Kommunen in Hessen · LEA Hessen

Energiewende-KompassRaus aus dem Kleinklein. Rein ins Gesamtkonzept.

Heute läuft es meistens so: Wind hier, Solar da, Wärmeplanung in der Schublade, jeder Projektierer verhandelt einzeln, tausend Netzanfragen parallel. Das Ergebnis ist für niemanden zufriedenstellend — nicht für die Kommune, nicht für die Bürger, nicht für die Betriebe. Es geht auch anders: Ein integriertes Konzept entwickeln, Flächen bündeln, einen verlässlichen Partner finden — und phasenweise umsetzen. Die Fläche ist der Schlüssel. Und aktive Kommunen haben ihn in der Hand.

So nutzen Sie den Kompass — ohne Vortragstermin

1. Situation wählen: Steigen Sie unten bei dem Szenario ein, das Ihrer Lage entspricht. 2. Zeitachse prüfen: Verschaffen Sie sich unter „Zeitachse" das Bild vom Gesamtprozess. 3. Vorlagen anfordern: Beschluss- und Vertragsvorlagen sowie persönliche Begleitung erhalten Sie kostenfrei von der LEA Hessen. Tipp für die Gremienarbeit: Jede Seite ist einzeln aufrufbar — teilen Sie gezielt den Abschnitt, über den Ihr Gremium entscheiden soll.

Die Leitidee

Das Strategieziel in einem Satz

Worum es im Kern geht

Die Kommune wird vom Reagierenden zum Gestalter: Sie steuert die Flächen, koppelt Strom und Wärme zu einem integrierten Konzept und schöpft den selbst geschaffenen Planungswert ab. So bleibt die Wertschöpfung in der Region, sinken die Kosten für Bürger und Betriebe — und genau das schafft die politische Akzeptanz, die lange Projekte trägt. Jedes Werkzeug in diesem Kompass dient diesem einen Ziel: aus Energie-als-Belastung lokale Wertschöpfung zu machen.

Wo stehen Sie gerade?

Fünf typische Ausgangssituationen

?

„Energie ist plötzlich Chefsache — aber wir haben kein Konzept."

Windpark, Wärmenetz, Speicher, Photovoltaik, Genossenschaft — die Themen häufen sich schneller, als die Verwaltung sie bearbeiten kann. Gleichzeitig klopfen Projektierer an die Tür, Landwirte fragen nach Pachtverträgen, und der Gemeinderat will wissen, was Sache ist.

Diese Situation ist kein Versagen — sie ist der Normalzustand. Energie war bislang kein kommunales Kernthema. Das ändert sich gerade grundlegend. Und damit auch die Frage, wer davon profitiert.

Was dieser Kompass leistet: Bevor Sie Entscheidungen treffen, brauchen Sie Klarheit über Ihre eigenen Ziele. Erst wer weiß, was er will, kann qualifiziert entscheiden — statt auf fremde Angebote nur noch zu reagieren.

1

HessenForst bietet eine Chance — mit klarem Timing

Rund 40 Prozent der hessischen Windvorrangflächen liegen im Landesforst. Aktuell bietet HessenForst Kommunen die Möglichkeit, Konzeptanforderungen frühzeitig einzubringen — bevor Flächen ausgeschrieben werden.

Diese Gelegenheit funktioniert nur, wenn Sie vorbereitet sind. Wer bereits mit einem Partner abgestimmt hat, welche Bedingungen er stellen will, kann diese Chance nutzen. Wer erst reagiert, wenn er gefragt wird, hat wenig in der Hand.

Ihr Schritt: Sprechen Sie frühzeitig mit möglichen Partnern. Klären Sie Ihre Anforderungen — von Wärmeversorgung bis Bürgerbeteiligung — bevor HessenForst Sie fragt.

2

Ein Projektierer meldet sich — und will auf Ihre Flächen

Die Standardsituation: Ein Unternehmen plant Wind oder Solar und braucht Ihre Unterstützung bei der Bauleitplanung. Das ist eine echte Chance — wenn Sie sie richtig nutzen. Ein Projektierer hat keinen Anspruch auf Ihr Ja.

Sie entscheiden über das Ob und das Wie. Fordern Sie ein integriertes Konzept: Strom und Wärme verbinden, günstige Energie für lokale Betriebe sichern, Speicher von Anfang an mitdenken. So wählen Sie den Partner — nicht umgekehrt.

Die Frage ist nicht: Wer zahlt die höchste Pacht? Sondern: Wer liefert das beste Gesamtkonzept für Ihre Gemeinde?

3

Die Wärmeplanung liegt vor — und nun?

Die kommunale Wärmeplanung zeigt den Bedarf, aber nicht, woher Energie und Geld kommen. Dieser Zustand — Analyse ohne Umsetzungspfad — ist die häufigste Situation nach einer KWP.

Das Ziel: Strom aus lokalen Wind- oder Solaranlagen über kurze Leitungen in Wärmenetze fließen lassen. Netzentgeltbefreit und damit wirtschaftlich. Energie und Geld bleiben vor Ort. Das ist kein fertiges Produkt — es ist ein Weg, den wir mit Ihnen gemeinsam entwickeln.

4

„Wir wollen Betriebe halten — und neue anziehen."

Energiekosten sind heute ein Standortfaktor. Unternehmen suchen gezielt Standorte mit günstiger, planbarer Energieversorgung. Eine Gemeinde mit eigener Erzeugung, Speicher und Direktleitungen kann Gewerbebetrieben etwas bieten, was andere nicht können: langfristig stabile, günstige Strompreise — unabhängig vom Markt.

Marburg macht es vor: Direktleitungen vom Windpark zu großen Abnehmern wie dem Pharmastandort sichern Arbeitsplätze — weil die Energiekosten sinken und die Wettbewerbsfähigkeit steigt. Breuna baut ein eigenes Wärmenetz für über 1.000 Objekte, betrieben von kommunalen Gemeindewerken.

Der politische Mehrwert: Wer günstige Energie vor Ort anbieten kann, stärkt die lokale Wirtschaft, hält Betriebe und schafft Argumente für Ansiedlungen. Das ist Wirtschaftsförderung durch Energiepolitik.

Das Problem

Warum es so nicht weitergeht

Strom und Wärme werden getrennt geplant. Jede Fläche wird einzeln verhandelt. Projektierer sichern sich Grundstücke, bevor die Kommune ein Konzept hat. EEG-Zuschläge sinken, Wärmeprojekte haben keine Finanzierung, und die Frustration der Bürger wächst — zu Recht. Mehr als die Hälfte der Wertschöpfung aus Erneuerbaren fließt an Investoren ohne regionale Bindung ab. Das ist keine Energiewende — das ist Salamitaktik.

Vier Themenbereiche

Was Sie in diesem Kompass finden

🎯 Ziele & Strategie

Wo wollen wir hin? Eigene Position klären, bevor andere entscheiden.

📐 Planung & Umsetzung

Wie steuern wir? Flächen sichern, Konzepte fordern, Partner wählen.

💰 Finanzierung & Wirtschaftlichkeit

Was bringt es? Einnahmen, Förderung, Beteiligungsmodelle.

💬 Akzeptanz & Dialog

Wie gewinnen wir Rückhalt? Rat, Bürgerschaft, Konflikte lösen.

Direkt loslegen

Ihre Werkzeuge auf einen Blick

🗺️

Solar-Kataster Hessen

PV-Potenziale auf Dächern + Freiflächen (2024 erweitert)

🌡️

Wärmeatlas Hessen

Wärmebedarfsdaten + Abwärmequellen für ganz Hessen

🛰️

WebGIS FF-PV-Flächenpotenziale

Fernerkundungsdaten für Freiflächen-Solar — Landesplanung

📋

LEA Fördermittelberatung

Kostenfreie Beratung + monatliche Sprechstunde

Persönliche Begleitung für Ihre Kommune

Von der ersten Überlegung bis zur Umsetzung: Die LEA Hessen begleitet Sie — kostenfrei und unabhängig.

buergerforum@lea-hessen.de · Tel. 0611 95017 8678

Der Prozess im Überblick

Zeitachse: Vom Beschluss zum laufenden Projekt

Realistische Zeiträume statt Wunschdenken — und in jeder Phase ein kommunizierbarer Etappensieg. Die Angaben sind typische Spannen; je nach Verfahren, Flächensituation und Partnern kann es schneller gehen oder länger dauern.

Phase 1 · Ziele & Strategie

Problem erkennen, Ziele klären, Grundsatzbeschluss

typisch 3–6 Monate

Bestandsaufnahme (Strom, Wärme, Flächen, Akteure), Zielbild im Gremium entwickeln, Grundsatz- oder Konzeptbeschluss fassen. Etappensieg: Der Beschluss — Ihre Kommune übernimmt das Steuer.

Phase 2 · Planung & Umsetzung

Flächen identifizieren und sichern

typisch 6–18 Monate

Potenziale prüfen, Eigentümer ansprechen, Verhandlungsmandate einholen, Flächen poolen — gern interkommunal. Etappensieg: Gesicherte Flächenkulisse mit kommunalem Mandat.

Phase 2 · Planung & Umsetzung

Kommunales Flächenpooling durchführen

typisch 4–6 Monate

Grundsatzbeschluss, Eigentümer identifizieren, zwei Flächeneigentümer-Versammlungen, Unterschriften sammeln, Pool abschließen. Etappensieg: Gebündelte Flächenkulisse als Verhandlungsbasis — den Schritt-für-Schritt-Ablauf finden Sie unter „Kommunales Flächenpooling".

Phase 2 · Planung & Umsetzung

Partnerwahl im Konzeptwettbewerb

typisch 6–12 Monate

Interessenbekundungsverfahren vorbereiten und durchführen, Auswahl nach Konzeptqualität statt Höchstpacht, Gesellschaftsmodell verhandeln. Etappensieg: Der Partner steht — zu Ihren Bedingungen.

Phase 3 · Finanzierung & Wirtschaftlichkeit

Genehmigung, Finanzierung, Bau der Stromprojekte

je nach Verfahren ca. 2–4 Jahre

Genehmigungsverfahren laufen, Finanzierung und Förderkulisse stehen, erste PV- und Speicherprojekte können früh ans Netz. Etappensieg: Erster eigener Strom — der Cashflow beginnt.

Phase 3 · Finanzierung & Wirtschaftlichkeit

Wärme-Etappen: Erlöse tragen die Infrastruktur

parallel, in Ausbaustufen

Stromerlöse und Energiefonds finanzieren Wärmenetz-Abschnitte und dezentrale Lösungen — Ortsteil für Ortsteil. Etappensieg: Die ersten Haushalte heizen günstig und erneuerbar.

Phase 4 · Akzeptanz & Dialog

Kommunikation begleitet jede Phase

durchgehend

Akzeptanz & Dialog ist keine Schlussphase, sondern Begleitspur: Gremien, Eigentümer, Bürgerschaft und Betriebe werden in jeder Etappe mitgenommen — mit den Meilensteinen als Erfolgsgeschichten.

Warum die Zeitachse Ihr Verbündeter ist

Projektierer sind oft schneller als Verwaltungen — der Handlungsspielraum schrumpft mit jedem Einzelpachtvertrag. Wer die Phasen kennt, weiß: Die ersten sechs Monate entscheiden über die nächsten zehn Jahre. Und: Niemand muss auf das fertige Großprojekt warten, um Erfolge zu zeigen — jede Phase liefert einen Meilenstein für Ihre Kommunikation.

Phase 1 · Ziele & Strategie · Übersicht

Raus aus der Salamitaktik

Strom und Wärme getrennt planen, jede Fläche einzeln verhandeln, jeden Projektierer isoliert beurteilen — das ist der Status quo in den meisten Kommunen. Das Ergebnis: kein Gesamtkonzept, keine Verhandlungsmacht, keine Cashflow-Strategie. Dabei zeigt der wirtschaftliche Druck auf beiden Seiten — sinkende EEG-Zuschläge bei Strom, fehlende Finanzierung bei Wärme — dass nur das gebündelte Vorgehen funktioniert.

Für die Gremienarbeit

Zu dieser Phase stellt die LEA Hessen vorbereitete Beschluss- und Vertragsvorlagen bereit — vom Grundsatzbeschluss bis zum Mustervertrag für Verhandlungsmandate. Dieser Abschnitt eignet sich auch als Vorlage für Ihre Sitzungsunterlage; bei interkommunaler Zusammenarbeit teilen Sie ihn einfach mit den Nachbarkommunen. Kontakt: buergerforum@lea-hessen.de

Die Gestaltungsmöglichkeiten sind da — wenn die Kommune die nötige Aktivität zeigt. Wer frühzeitig Flächen sichert, Gespräche führt und Deals schließt, bevor andere die Fakten schaffen, hat echte Hebel. Wer wartet, bis der Projektierer alles arrangiert hat, kann nur noch Ja oder Nein sagen. Der Unterschied zwischen Gestalter und Zuschauer liegt nicht im Recht — sondern im Timing und im Willen.

Mehr als die Hälfte der regionalen Wertschöpfung aus Erneuerbaren fließt heute an große Investoren ohne regionale Bindung. Wer nur Flächen vermietet und auf Pacht und § 6 EEG hofft, lässt das Wesentliche auf dem Tisch liegen: Mitsprache in der Gesellschaft, Einfluss auf Preise und Konzepte, und die Möglichkeit, aus Stromprojekten bezahlbare Wärme für die eigenen Bürger zu machen.

🏛️ Daseinsvorsorge

Warum Energie kommunale Verantwortung ist — und welcher politische Mehrwert daraus entsteht

⚡ Stromprojekte

Steuern statt abnicken — Bauleitplanung als zentraler Hebel

🌡️ Wärme & Sektorenkopplung

Von der KWP zur Umsetzung — Strom und Wärme verbinden

🗺️ Flächensituation

Ihr wichtigster Verhandlungshebel — auch ohne eigene Flächen

🤝 Partnersuche & Kooperation

Den richtigen Partner finden — Zielrahmen fixieren, interkommunal stark

🔑 Rollenfindung

Von der Zustimmenden zur Mitgestalterin

Phase 1 · Ziele & Strategie

Stromprojekte unter Druck — und warum das Ihre Chance ist

Die EEG-Renditen sinken. Immer mehr Anlagen konkurrieren um sinkende Zuschläge. Überhöhte Pachtversprechen sind nicht mehr nachhaltig finanzierbar. Das reine Einspeisemodell verliert an Attraktivität — und genau das verschiebt die Verhandlungsmacht hin zu den Kommunen.

Warum der wirtschaftliche Druck für Sie arbeitet

Projektierer, deren Geschäftsmodell auf maximaler EEG-Vergütung basiert, geraten unter Druck. Für Kommunen ist das eine Chance: Wer einem Projektierer über Direktleitungen einen garantierten Abnehmer bieten kann — eine Großwärmepumpe, ein Gewerbegebiet, einen Industriebetrieb — schafft ein Geschäftsmodell, das für beide Seiten funktioniert. Der Projektierer bekommt einen stabilen, planbaren Erlös jenseits des sinkenden EEG. Die Kommune bekommt günstige Energie.

Das ist der wirtschaftliche Kern der Sektorenkopplung: Nicht nur ein ökologisches Zielbild, sondern eine ökonomische Notwendigkeit — für beide Seiten.

Roter Faden: Warum Strom und Wärme sich gegenseitig brauchen

Stromprojekte stehen unter Druck durch sinkende EEG-Zuschläge. Direktbelieferung an lokale Abnehmer (Wärmepumpen, Betriebe) bietet bessere und stabilere Erlöse als die reine Netzeinspeisung. Wärmeprojekte rechnen sich allein nicht — die KWP zeigt Bedarfe, aber weder Energiequelle noch Finanzierung. Erst die Kopplung mit günstigem Strom aus lokalen EE-Anlagen macht Wärmenetze wirtschaftlich tragfähig. Die Verbindung beider schafft ein Geschäftsmodell, in dem Kommune, Projektierer und Bürger profitieren.

Ihr zentraler Hebel: die Bauleitplanung

Projektierer haben keinen Anspruch auf die Einleitung Ihrer Bauleitplanung. Sie entscheiden, ob und wie geplant wird. Fordern Sie als Voraussetzung ein städtebauliches Konzept, das Strom und Wärme verbindet — das ist nicht nur Ihr gutes Recht, sondern angesichts des EEG-Drucks auch im Interesse des Projektierers, der über Direktbelieferung bessere Erlöse erzielen kann als über die reine Einspeisung.

Sektorenkopplung in der Bauleitplanung

Gemeinden können im Rahmen städtebaulicher Verträge (§ 11 Abs. 1 S. 2 Nr. 4 BauGB) Maßnahmen zur physischen Sektorenkopplung fordern — z. B. den Bau einer Direktleitung vom Windpark zur Wärmezentrale. Oder finanzielle Sektorenkopplung: Einzahlung in einen Energiefonds für Wärmeprojekte. Grundlage ist ein schlüssiges Power-to-Heat-Konzept als Grundsatzbeschluss. Die städtebauliche Begründung stützt sich auf § 1 Abs. 6 Nr. 7f BauGB (Nutzung erneuerbarer Energien im Zusammenhang mit der Wärmeversorgung) und § 1 Abs. 6 Nr. 7g BauGB (Darstellungen in Wärmeplänen).

Praxisbeispiel: Marburg

Die Stadtwerke Marburg (100 % kommunal) planen 7 Windenergieanlagen (je rund 7 MW) auf den Lahnbergen — mit Direktleitungen zu großen Abnehmern wie dem Pharmastandort. Der Windstrom sichert günstige Energiekosten für Industrie und Gewerbe — und damit den Standort. Gleichzeitig erzielen die Stadtwerke über die Direktbelieferung stabilere Erlöse als über die reine EEG-Einspeisung.

Phase 1 · Ziele & Strategie

Wärme und Strom: Erst zusammen wirtschaftlich

Die KWP ist eine Karte — sie zeigt, wo Wärme gebraucht wird. Aber sie baut keine Netze und kauft keinen Strom. Gleichzeitig stehen Stromprojekte unter Druck: Sinkende EEG-Zuschläge machen die reine Einspeisung weniger rentabel. Die Lösung: Strom und Wärme zusammenbringen. Beide Seiten profitieren — und die Kommune hat den Hebel.

Datengrundlage: Wärmeatlas Hessen

Der kostenfreie Wärmeatlas Hessen der LEA Hessen zeigt gebäudescharf modellierte Wärmebedarfe — und verortet die entscheidenden Wärmequellen vor Ort: industrielle Abwärme und (neu) Abwasserwärme aus Kläranlagen (Layer „Abwasserwärmepotential" und „Kläranlagen", auf Basis einer Studie zu 187 hessischen Kläranlagen). Weitere Quellen wie Rechenzentren sind in Vorbereitung. Gebäudescharfe Daten maschinenlesbar über waermeatlas@lea-hessen.de.

Warum die Wärmequelle die Ökonomie bestimmt: Die im Wärmeatlas gefundene Quelle setzt das Temperaturniveau — und das treibt direkt die Jahresarbeitszahl (JAZ) der Großwärmepumpe. Abwasserwärme aus Kläranlagen ist ganzjährig vergleichsweise warm und stabil (~10–20 °C), industrielle Abwärme oft deutlich höher; beides hebt die JAZ gegenüber reiner Luftwärme und senkt die Wärmegestehungskosten spürbar. Hochtemperatur-Abwärme lässt sich teils direkt einspeisen — ganz ohne Wärmepumpe.

Zwei gleichwertige Wege der Sektorenkopplung

Das übergeordnete Ziel: Energie oder Geld bleiben vor Ort. Dafür gibt es zwei Wege, die sich ergänzen können — je nach lokalen Verhältnissen.

A

Physische Sektorenkopplung: Direktleitung

Eine Direktleitung (§ 3 Nr. 12 EnWG) verbindet den Windpark oder Solarpark mit einer Großwärmepumpe oder Heizzentrale. Der Strom fließt netzentgeltbefreit, die Wärme wird über ein Nahwärmenetz verteilt. Deutlich günstigere Wärme, stabile Einnahmen für den Betreiber, keine Gaspreisabhängigkeit.

Dies ist ein zulässiger Gegenstand eines städtebaulichen Vertrags nach § 11 Abs. 1 S. 1 Nr. 4 BauGB (Erneuerbare-Energien-Vereinbarungen). Wesentliche Eckpunkte des Direktstromliefervertrags sollten mitgeregelt werden: Strommenge, günstiger Strompreis ohne netzentgeltbezogene Bestandteile, Lieferbedingungen.

B

Finanzielle Sektorenkopplung: Energiefonds

Wenn eine Direktleitung technisch oder rechtlich nicht umsetzbar ist — oder ergänzend dazu: Der Projektierer speist Mittel in einen kommunalen Energiefonds, der zweckgebunden für Wärmeprojekte eingesetzt wird. Fördergegenstände: Großwärmepumpe, Nah-/Fernwärmenetz, Austausch fossiler Heizungen, Förderung von Wärmepumpen in Privathaushalten.

Dies ist ein zulässiger Gegenstand eines städtebaulichen Vertrags nach § 11 Abs. 1 S. 1 Nr. 2 BauGB i.V.m. Nr. 4 BauGB. Die Finanzierung erfolgt durch Abschöpfung der planungsbedingten Bodenwertsteigerung. Der Energiefonds kann als zweckgebundenes Sondervermögen (§ 115 Abs. 1 Nr. 2 HGO) eingerichtet werden.

Rechtlicher Stand (KLN-Review, Dr. Fabio Longo, Dezember 2025)

Beide Wege sind nach vorläufiger kursorischer Rechtsprüfung grundsätzlich zulässig. Die Grundarchitektur der Handlungsvorschläge ist rechtlich tragfähig — insbesondere bei eigener kommunaler Positivplanung (höchste Rechtssicherheit). Die Rechtssicherheit der finanziellen Kopplung steigt, wenn die Fondsmittel auch für Vorhaben eingesetzt werden, die mit der physischen Kopplung verbunden sind. Offene Fragen zur Höhe der Mehrwertabschöpfung und zur Einbindung der Kommunalaufsicht werden derzeit weiter geprüft.

Kopplungsverbot beachten

Eine Mehrwertabschöpfung, die ohne städtebauliche Zweckbindung in den allgemeinen kommunalen Haushalt fließt, verstößt gegen das Kopplungsverbot. Jede Vereinbarung braucht eine klare räumliche und inhaltliche Begründung. Empfehlung: Kommunalaufsicht frühzeitig in die Vertragsgestaltung einbeziehen — nicht zur Genehmigung, sondern zur Beratung und rechtlichen Absicherung.

Direktleitung: Drei Optionen nach Rechtssicherheit (Nordhessenkonferenz, Dr. Longo)

Eigenversorgung (Personenidentität Erzeuger + Verbraucher) — höchste Rechtssicherheit. Direktversorgung über On-Site-PPA (Direktstromliefervertrag zwischen WEA-Betreiber und Großverbraucher) — mittlere Rechtssicherheit, Herausforderung „unmittelbare räumliche Nähe" (§ 21b Abs. 4 Nr. 2b EEG). Erweiterte Kundenanlage (§ 3 Nr. 24a/24b EnWG) — faktisch auf Eis gelegt nach EuGH-Urteil „Engie" v. 28.11.2024 + BGH-Beschluss v. 13.05.2025 (Übergangsregelung bis 01.01.2029 nur für Bestandsanlagen).

Aktueller Stand: EuGH-Schlussanträge Februar 2026 — möglicher Wendepunkt

Generalanwältin Kokott plädiert in den verbundenen Rechtssachen C-722/24 und C-756/24 für ein weites Begriffsverständnis der Direktleitung: Mehrere Kunden an einer Direktleitung sollen zulässig sein. Auch ein Reserveanschluss ans öffentliche Netz soll den Direktleitungsstatus nicht zerstören. Bestätigt der EuGH diese Auslegung, müsste § 3 Nr. 12 EnWG unionsrechtskonform ausgelegt werden — mit neuen Gestaltungsspielräumen für integrierte Wärmenetze mit mehreren Großwärmepumpen an verschiedenen Standorten.

Bis zum EuGH-Urteil empfiehlt sich: Entweder je eine separate Direktleitung pro Standort (rechtssicher) oder Bündelung aller Wärmepumpen unter einem gemeinsamen Betreiber (Typ-2-Direktleitung). Der Koalitionsvertrag 2025 verspricht zudem: „Wir werden die physikalische Direktversorgung von Unternehmen ausweiten."

Wirtschaftlicher Vorteil Direktleitung

Keine Netzentgelte, keine KWK-Umlage, keine Offshore-Umlage, keine Konzessionsabgabe. Neue EEG-Regelung (§ 21b Abs. 2 S. 2 EEG) erleichtert die Kombination von EEG-Marktprämie und Direktleitungsbelieferung — ein zentrales Hindernis für die Wirtschaftlichkeit ist damit beseitigt. Beachten: 4,5 km Distanzgrenze im Stromsteuerrecht (§ 12b Abs. 5 StromStV).

Das übergeordnete Ziel

Energie oder Geld bleiben vor Ort. Welcher Weg passt, hängt von den lokalen Verhältnissen ab. Die LEA begleitet von der Konzeptprüfung bis zum Partnergespräch.

Nicht nur Wärmenetze: Dezentrale Lösungen mitdenken

Nicht jedes Quartier eignet sich für ein zentrales Wärmenetz. In locker bebauten Gebieten können dezentrale Lösungen wirtschaftlicher sein — und trotzdem von der lokalen Stromerzeugung profitieren:

Günstige Wärmepumpenstromtarife: Aus der lokalen Erzeugung (Direktleitung oder PPA) können spezielle Stromtarife für Wärmepumpenbesitzer angeboten werden — deutlich günstiger als der Netzbezug.
Handwerkerallianz: Lokale Handwerksbetriebe bündeln sich zu einer Installations-Allianz. Faire, standardisierte Angebote für Wärmepumpen — koordiniert von der Kommune oder dem Partner, mit Qualitätssicherung.
Investitionszuschüsse aus dem Energiefonds: Aus der finanziellen Sektorenkopplung (Bodenwertabschöpfung) können Zuschüsse für den Einbau von Wärmepumpen in Privathaushalten finanziert werden — insbesondere dort, wo kein Wärmenetz kommt.

Zentrale und dezentrale Lösungen schließen sich nicht aus — sie ergänzen sich. Ein gutes Konzept kombiniert beides: Wärmenetz in den dicht bebauten Quartieren, günstige WP-Tarife und Zuschüsse in den Randlagen.

Große Verbraucher als Wärmequelle: Abwärme und Rechenzentren

Große Betriebe und vor allem Rechenzentren sind nicht nur Stromverbraucher, sondern auch eine Wärmequelle — und sie eröffnen der Kommune zwei Hebel:

Abwärme physisch ins Wärmenetz (der stärkere Hebel): Das Energieeffizienzgesetz (EnEfG) verpflichtet Rechenzentren, ihre Abwärme nutzbar zu machen bzw. anzubieten. Wird sie in ein Wärmenetz eingespeist, entsteht ein konkreter, physischer Sachzusammenhang — rechtlich deutlich belastbarer als eine reine Klima-Begründung.
Finanzieller Ausgleich der CO₂-Bilanz: Ein stromintensives Vorhaben verschlechtert die kommunale CO₂-Bilanz (BISKO). Darauf kann die Kommune mit einem Kostenübernahmevertrag (§ 11 Abs. 1 S. 2 Nr. 3 BauGB) reagieren, gestützt auf § 8 HKlimaG.

Klimaschutz allein trägt nicht

Die finanzielle Variante steht und fällt mit der Sorgfalt: Die CO₂-Folge muss konkret beziffert, mit konkreten Ausgleichsmaßnahmen hinterlegt und ursächlich auf das Vorhaben zurückführbar sein; die Höhe muss zum wirtschaftlichen Wert des Vorhabens angemessen sein. Eine pauschale Abgabe „für den Klimaschutz" ist unzulässig. Der physische Abwärme-Bezug ist der robustere Weg.

Ihre nächsten Schritte

Phase 1 · Ziele & Strategie

Fläche ist Ihr wichtigster Verhandlungshebel

Ob eigene Grundstücke, Pooling-Vereinbarungen mit Landwirten oder Bauleitplanung — die entscheidende Weiche ist die frühzeitige kommunale Positionierung. Auch Kommunen ohne eigene Flächen können profitieren.

Warum aktive Planung entscheidend ist

Nur wer aktiv plant, schafft den planungsbedingten Mehrwert — und damit erst die rechtliche Grundlage, um Leistungen vom Projektierer fordern zu können. Ohne eigene Planung kein Abschöpfungshebel.

Hessische Rechtslage — Was wo gilt

In allen drei hessischen Planungsregionen sind Teilregionalpläne Energie in Kraft. Das bedeutet für Ihre Kommune:

Region	Rechtslage Wind	Was Sie tun können
Nord- und Mittelhessen	Teilflächenziel erreicht → § 245e BauGB greift → WEA außerhalb Windenergiegebiete nur noch als sonstige Vorhaben (§ 35 Abs. 2 BauGB, keine Privilegierung)	Eigene Positivplanung: Zusätzliche Flächen per Bauleitplanung ausweisen. Höchste Rechtssicherheit für Mehrwertabschöpfung.
Südhessen	Alter Planvorbehalt gilt noch bis 31.12.2027 → Gemeindeöffnungsklausel § 245e Abs. 5 BauGB	Kommunen können zusätzliche Windenergiegebiete ausweisen, sofern der Regionalplan keine unvereinbare Nutzung festlegt.
FF-PV (landesweit)	Privilegierung entlang Autobahnen und zweigleisiger Schienenstrecken (§ 35 Abs. 1 Nr. 8/9 BauGB). Darüber hinaus: Bauleitplanung erforderlich.	Eigene Potenzialerhebung, Positivplanung, Kombination mit Agri-PV. RP Kassel: „Wer vor die Welle kommt, hat Einflussmöglichkeiten."
Speicher / Co-Location	Als Nebenanlage mitgenehmigungsfähig (BImSchG bei Wind, B-Plan bei PV)	Im städtebaulichen Vertrag als Teil der Sektorenkopplung vereinbaren. Netzdienlichkeit als Genehmigungsargument.

Auch ohne eigene Flächen profitieren

Flächenpooling: Koordination privater Eigentümer zu einem gemeinsamen Angebot — die Kommune moderiert und behält die Steuerungshoheit über das Konzept
Beteiligung: Finanzielle Teilhabe über § 6 EEG oder vertragliche Modelle
Direktleitungen: Kommune als Abnehmer von Strom aus nahegelegenen Projekten
Bodenwertabschöpfung: Über Bauleitplanung den planungsbedingten Mehrwert abschöpfen

Praxisbeispiel: Lichtenfels

Bürgermeister Henning Scheele hat über 40 private Eigentümer, HessenForst und die Waldecksche Landesstiftung in einem Flächenpool vereint. Poolvertrag mit Duldungsvereinbarung, 75 % Stimmrecht-Quorum, kein Unterschied zwischen Stadt und privaten Eigentümern. Erfolgsfaktoren: frühzeitig aktiv, transparente Verträge, Bürgertarif als Anreiz. Die Lösung wurde an einem Wochenende erarbeitet.

Zeitfaktor

Projektierer sind oft schneller als kommunale Verwaltungen. Sobald ein Projektierer Einzelpachtverträge mit Eigentümern abgeschlossen hat, ist der Handlungsspielraum stark eingeschränkt. Frühzeitiger Kontakt zu Flächeneigentümern ist entscheidend.

Phase 1 · Ziele & Strategie

Welche Rolle passt zu Ihrer Kommune?

Von der passiven Flächeneigentümerin zur gestaltenden Koordinatorin. Jede Rolle kann richtig sein — entscheidend ist, dass sie bewusst gewählt wird.

Rolle	Was Sie tun	Einfluss
Zustimmende	Bauleitplanung auf Antrag	Minimal — Sie reagieren auf fremde Konzepte
Flächeneigentümerin	Verpachtung kommunaler Flächen	Pacht als Einnahme, aber kein strategischer Einfluss
Koordinatorin	Moderation eines Flächenpools	Gestaltung ohne Kapitaleinsatz — politisch wirksam
Mitgesellschafterin	Beteiligung an Projektgesellschaft	Mitsprache über Ziele und Ausschüttungen
Betreiberin	Eigene Projektentwicklung	Maximale Kontrolle, aber auch maximaler Aufwand

Viele Kommunen starten als Koordinatorin und entwickeln sich weiter. Breuna hat als 3.372-Einwohner-Gemeinde eigene Gemeindewerke gegründet. Homberg (Ohm) hat gemeinsam mit der Energiegenossenschaft Vogelsberg die Energie Homberg GmbH ins Leben gerufen. Es gibt keinen vorgeschriebenen Weg — aber es gibt den richtigen für Ihre Kommune.

Vertiefung & Vorlagen

Vertiefung: Daseinsvorsorge

Phase 1 · Ziele & Strategie

Energie ist Daseinsvorsorge

Eine sichere, bezahlbare und zukunftsfeste Energieversorgung ist das Rückgrat kommunaler Infrastruktur. Immer mehr hessische Kommunen übernehmen aktiv Verantwortung — nicht nur für den Klimaschutz, sondern für Versorgungssicherheit, Kostenkontrolle und regionale Wertschöpfung.

Rechtlicher Rahmen

Energieversorgung ist eine kommunale Aufgabe. § 121 HGO regelt die wirtschaftliche Betätigung hessischer Gemeinden. § 121 Abs. 1a HGO enthält Erleichterungen speziell für Energieprojekte: Kommunen dürfen sich hier wirtschaftlich betätigen, ohne die Schrankentrias vollständig einhalten zu müssen.

Vier gute Gründe für kommunales Engagement

Ziel	Kommunaler Beitrag
Kostensicherheit	Beteiligung an Projekten, langfristige Verträge. Erneuerbare als Absicherung gegen volatile Fossilpreise (DIW-Studie).
Versorgungssicherheit	Eigene Erzeugung, Wärmenetze, Speicher. Unabhängigkeit von Energieimporten.
Nachhaltige Entwicklung	Flächenbereitstellung für Wind, Solar, Wärme. Strategische Sektorenkopplung.
Regionale Wertschöpfung	Pachten, Beteiligungen, lokale Geschäftsmodelle. Geld bleibt in der Region.

Was Ihre Bürgerinnen und Bürger erwarten

Versorgungssicherheit (Strom und Wärme müssen fließen), Bezahlbarkeit (keine Abhängigkeit von Fossilpreis-Schwankungen) und Klimaschutz. Wer als Kommune hier aktiv wird, bedient alle drei Erwartungen gleichzeitig.

Praxisbeispiel: Breuna

Die Gemeinde Breuna (3.372 Einwohner, Landkreis Kassel) zeigt, wie es geht: 11 genehmigte Windenergieanlagen, eine geplante 6-MW Agri-PV-Bürgerenergieanlage, ein ortsteilübergreifendes Wärmenetz mit Großwärmepumpe und Direktleitung — und eigene Gemeindewerke als Betreiber. In Wettesingen, einem Ortsteil von Breuna, werden bereits über 225 Haushalte zu 100 % erneuerbar versorgt. Energie-Kommune des Monats März 2025.

Beratung durch die LEA Hessen

Sie möchten Energie als Daseinsvorsorge strategisch verankern? Wir beraten Sie — kostenfrei und unabhängig.
buergerforum@lea-hessen.de

Phase 2 · Planung & Umsetzung · Übersicht

Vom Ziel zum fertigen Projekt

Ob Windpark, Solarfläche oder Wärmenetz: Damit aus einer guten Idee ein erfolgreiches Projekt wird, braucht es mehr als Technik und Engagement. Entscheidend sind klare Verfahren, verlässliche Partner, eine strukturierte Planung — und die Einbindung der Menschen vor Ort.

Für die Gremienarbeit

Zu dieser Phase stellt die LEA Hessen vorbereitete Beschluss- und Vertragsvorlagen bereit — vom Grundsatzbeschluss bis zum Mustervertrag für Verhandlungsmandate. Dieser Abschnitt eignet sich auch als Vorlage für Ihre Sitzungsunterlage; bei interkommunaler Zusammenarbeit teilen Sie ihn einfach mit den Nachbarkommunen. Kontakt: buergerforum@lea-hessen.de

In „Ziele & Strategie" haben Sie festgelegt, warum Sie Energieprojekte vorantreiben und welche Rolle Ihre Kommune übernimmt. Hier machen Sie aus Richtung konkrete Schritte. Wichtig ist die richtige Reihenfolge: Erst das integrierte Konzept, dann die darauf abgestimmte Flächensicherung — nicht umgekehrt. Wer zuerst die Fläche sichert, ohne ein Konzept zu haben, überlässt die Gestaltung dem Projektierer.

Ihre Leitfragen für die Umsetzung

Wo dürfen Wind- und Solaranlagen errichtet werden, und unter welchen Voraussetzungen?
Welche Genehmigungsverfahren greifen, und was ist dabei zu beachten?
Wie behalten Sie als Kommune die Zügel in der Hand?
Mit welchen Partnern arbeiten Sie am besten zusammen?

Schritt 1 — Planung vorbereiten

Bevor Sie Flächen ausweisen, klären Sie die Grundlagen: Wärmeplanung und Energiekonzept zusammendenken, Rechtslage kennen, politische Beschlüsse und Förderung vorbereiten.

🌡️ Wärmeplanung & Energiekonzepte

Strom, Wärme, Speicher und Flächen als integrierte Planung zusammendenken

⚖️ Rechtliche Grundlagen

Was wo gilt — und wie Sie rechtssicher die Kontrolle behalten

🏦 Politische Umsetzung & Förderung

Beschlüsse vorbereiten, Fördermittel sichern, Energiefonds aufsetzen

Schritt 2 — Flächen finden & entwickeln

Die Fläche ist der Schlüssel. Vier Flächensituationen erfordern vier Strategien — erst sichern, dann überplanen.

🗺️ Flächen identifizieren

Was gute Standorte ausmacht und wie Sie Potenziale erschließen

📐 Flächen sichern & steuern

Die vier Flächentypen, Pooling, Verhandlung, Bauleitplanung

🤝 Flächenpooling & Kooperation

Wenn mehrere Eigentümer oder Kommunen zusammenarbeiten

Schritt 3 — Umsetzung organisieren

Vom Planungsrecht zum gebauten Projekt: technische Grundlagen, Partnerwahl, Netze und Speicher.

🔆 Flächen identifizieren — Potenziale, Technik, Werkzeuge

Was Sie als Kommune über die Technik wissen sollten

🤝 Projektiererauswahl & Vergabe

Partner auswählen, Verträge gestalten, faire Verfahren

🔌 Netze & Speicher

Direktleitungen, Batteriespeicher, Wärmenetze

Arbeitshilfen & Materialien

Geplant für diesen Bereich: Checkliste Energieversorgung als Daseinsvorsorge, Reflexionshilfe „Welche Ziele verfolgt unsere Kommune?", Muster-Ratsvorlage zur Einbindung der Energiefrage in die Stadtentwicklung, Muster-Poolingvertrag, Muster-Interessenbekundungsverfahren. Diese Vorlagen werden schrittweise ergänzt — die LEA Hessen unterstützt bei der Anwendung.

Phase 2 · Planung & Umsetzung

Rechtliche Grundlagen und erste Schritte

Sie müssen kein Jurist sein. Aber Sie sollten die wichtigsten Hebel kennen — und wissen, wo die roten Linien verlaufen. Hier die zentralen Rechtsgrundlagen, verständlich erklärt.

Windenergie in Hessen: keine pauschale Privilegierung

Anders als oft angenommen, gilt in Hessen keine flächendeckende Privilegierung von Windenergie im Außenbereich. In allen drei Planungsregionen sind Teilregionalpläne in Kraft, die Vorranggebiete festlegen.

Region	Rechtslage	Ihr Handlungsspielraum
Nord- & Mittelhessen	Teilflächenziel erreicht → § 245e BauGB → außerhalb Windenergiegebiete nur sonstiges Vorhaben (§ 35 Abs. 2)	Eigene Positivplanung möglich — höchste Rechtssicherheit für Mehrwertabschöpfung
Südhessen	Planvorbehalt gilt bis 31.12.2027 → Gemeindeöffnungsklausel § 245e Abs. 5	Zusätzliche Windenergiegebiete per Bauleitplanung ausweisbar

Warum aktive Planung der Schlüssel ist

Der eigentliche Grund für aktive Bauleitplanung ist nicht die Angst vor unkontrollierten Genehmigungen. Es ist der Hebel: Nur wer aktiv plant, schafft den planungsbedingten Mehrwert (Bodenwertsteigerung) — und damit erst die rechtliche Grundlage, um Leistungen vom Projektierer fordern zu können. Ohne eigene Planung kein Abschöpfungshebel.

Die drei Konstellationen der Mehrwertabschöpfung (KLN-Review)

Konstellation	Rechtssicherheit	Warum
Positivplanung (eigener Teil-FNP)	Hoch	Bodenwertsteigerung beruht auf kommunaler Planung → § 11 Abs. 2 BauGB abgesichert
Feinsteuerung (B-Plan im Vorranggebiet)	Mittel	Nur wenn Planung tatsächlich Mehrwert schafft (z. B. Zersicherung auflöst)
Einfacher Beschluss (ohne Bauleitplanung)	Gering	Kein Planungsrecht, keine Bodenwertsteigerung

Städtebaulicher Vertrag (§ 11 BauGB): Ihr Vertragsinstrument

Über städtebauliche Verträge können Sie physische Sektorenkopplung (Direktleitung, § 11 Abs. 1 Nr. 4) und finanzielle Sektorenkopplung (Energiefonds, § 11 Abs. 1 Nr. 2 + Nr. 4) vereinbaren. Grundlage: ein Grundsatzbeschluss zur integrierten Energie- und Wärmeversorgung (§ 1 Abs. 6 Nr. 11 BauGB).

Das Kopplungsverbot — die rote Linie

Zahlungen ohne städtebauliche Zweckbindung, die in den allgemeinen Haushalt fließen, sind unzulässig. Jede Vereinbarung braucht eine klare räumliche und inhaltliche Begründung. Die Begründung sollte sich auf die sachnächsten Planungsgrundsätze stützen (§ 1 Abs. 6 Nr. 7f, 7g, 8e BauGB) — nicht primär auf den globalen Klimaschutz. Empfehlung: Kommunalaufsicht frühzeitig einbinden (Beratungsfunktion, nicht Genehmigung) — das schützt auch vor strafrechtlichen Risiken (§§ 331, 333 StGB).

Direktleitung (§ 3 Nr. 12 EnWG): rechtlich im Wandel

Direktleitungen ermöglichen netzentgeltbefreiten Stromtransport vom Erzeuger zum Verbraucher. Die Kundenanlage als Alternative ist nach EuGH-Urteil (28.11.2024) faktisch auf Eis gelegt. Die EuGH-Schlussanträge vom Februar 2026 deuten auf eine Öffnung hin: Mehrere Abnehmer an einer Direktleitung könnten künftig zulässig sein. Bis dahin: separate Direktleitungen oder Bündelung unter einem Betreiber. Details auf der Seite Wärme & Sektorenkopplung.

Weitere Instrumente

Veränderungssperre (§ 14 BauGB): stoppt Zersicherung durch konkurrierende Projektierer — nur bei begonnener Bauleitplanung, zeitlich begrenzt
Zurückstellung von Baugesuchen (§ 15 BauGB): flankierendes Instrument zur Veränderungssperre
§ 6 EEG: kommunale Teilhabe 0,2 ct/kWh — mitnehmen, aber kein Geschäftsmodell
§ 121 HGO: erlaubt wirtschaftliche Betätigung der Kommune im Energiebereich (Abs. 1a als Erleichterung)

Städtebaulicher Nachteilsausgleich

Ein neueres, noch wenig erprobtes Instrument: Es gleicht projektbedingte Nachteile für das Ortsbild, Freiraum- und Erholungsfunktionen sowie die soziale Infrastruktur aus — über konkrete Maßnahmen (Wege, Grünzonen, Aufenthaltsorte, Ortskernaufwertung) oder über zweckgebundene Zahlungen, abgesichert im städtebaulichen Vertrag (§ 11 BauGB).

Strikt getrennt vom naturschutzrechtlichen Eingriffsausgleich (§§ 14 ff. BNatSchG, § 1a Abs. 3 BauGB) — es geht um den Wert für die Menschen, nicht um den Naturhaushalt.
Funktionaler, nicht zwingend räumlicher Zusammenhang: Der Ausgleich muss zum erkannten Nachteil passen, kann aber an anderer Stelle im Ort erfolgen.
Begründung: Der Außenbereich wird der örtlichen Gemeinschaft als Erholungsraum entzogen; Gewerbesteuer aus EE-Projekten fließt zudem erst spät. Beides rechtfertigt einen Ausgleich.

Weil es dazu noch keine gefestigte Rechtspraxis gibt, sollte die Kommunalaufsicht früh eingebunden werden.

Vorsicht bei § 6 EEG: Strafrechtsfalle

Wer für den Abschluss einer § 6-EEG-Vereinbarung verlangt, dass der Projektierer „an anderer Stelle bessere Konditionen" bietet, riskiert eine Strafbarkeit nach §§ 331/332 StGB. Die Privilegierung des § 6 Abs. 4 S. 3 EEG deckt nur die dort geregelten Zahlungen, nicht solche Zusatzforderungen. Der saubere Weg führt über einen rechtmäßigen städtebaulichen Vertrag mit echtem städtebaulichem Bezug — mit Zustimmungsvorbehalt der Kommunalaufsicht, der den Strafbarkeitsausschluss (§ 331 Abs. 3 StGB) begründet.

Vertiefung

Diese Seite ersetzt keine Rechtsberatung. Die LEA Hessen begleitet Kommunen bei der rechtssicheren Ausgestaltung — von der Positivplanung über den Grundsatzbeschluss bis zum städtebaulichen Vertrag. Für vertiefte Fragen vermittelt die LEA Fachjuristen.

Phase 2 · Planung & Umsetzung

Vier Flächensituationen — vier verschiedene Strategien

Nicht jede Fläche ist gleich. Ob private Grundstücke, kommunale Flächen, HessenForst oder bereits vergebene Flächen — jede Situation erfordert einen eigenen Ansatz. Entscheidend ist: Erst Flächen sichern, dann überplanen.

Grundregel: Erst sichern, dann überplanen

Flächensicherung beginnt nicht mit dem Bauleitplanverfahren, sondern mit dem Gespräch mit den Flächeneigentümern. Erst wenn Sie Flächen gesichert haben, lohnt sich die Bauleitplanung — denn nur eigene Planung schafft den planungsbedingten Mehrwert, auf dessen Basis Sie Konzeptqualität und Gegenleistungen einfordern können.

1

Private Flächen — noch verfügbar

Die Kommune entwickelt zuerst ein eigenes Energiekonzept (Grundsatzbeschluss) und wendet sich damit an die Flächeneigentümer. Kern: Pooling-Vereinbarung mit Steuerungsvorbehalt — Eigentümer bringen Flächen ein, die Kommune koordiniert die Nutzung. Keine Einzelverhandlungen zwischen Eigentümern und Projektierern.

Erst die gesicherten Flächen werden mit Bauleitplanung überplant. Nur Flächen, die im Gesamtkonzept tragfähig sind, werden beplant. Private + kommunale + ggf. HessenForst-Flächen zusammen ergeben echte Verhandlungsmacht.

Warum Landwirte mitmachen: Sie entscheiden nicht nur nach Pacht. Verlässlichkeit und ein sinnvolles Gesamtkonzept überzeugen oft mehr als das höchste Einzelangebot. Praxisbeispiel: Lichtenfels — Poolvertrag an einem Wochenende erarbeitet.

Auch über die Landesgrenze lehrreich: Die VG Bad Bergzabern (RLP) hat im Verfahren gelernt, dass nur aktive, früh selbst betriebene Flächensicherung Steuerung und Akzeptanz sichert — und dafür eine eigene kommunale AöR gegründet (siehe Praxisbeispiele).

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Kommunale eigene Flächen

Auf eigenen Flächen hat die Kommune die volle Steuerungshoheit. Das Instrument: ein Interessenbekundungsverfahren. Projektierer legen Konzepte vor — die Kommune wählt nach Qualität, nicht nach Höchstgebot. Bewertungskriterien: Sektorenkopplung, lokale Wertschöpfung, Bürgerbeteiligung, Partnerschaftsmodell.

LEA-Leitfaden: Vergaberecht und Wertfindung bei kommunalen Flächen (September 2024) — 5-stufiges Interessenbekundungsverfahren mit konkreter Anleitung.

3

HessenForst-Flächen

Rund 40 % der Windvorrangflächen liegen im Landesforst. Formal entscheidet das Land über die Vergabe. Aktuell bietet HessenForst Kommunen die Möglichkeit, Wünsche in einem Side Letter einzubringen. Aber: Vor der Zustimmung zum Verfahren sollte die Kommune bereits vorbereitet sein.

Der bessere Weg: Vorab mit möglichen Partnern verhandeln. Einen Letter of Intent (LOI) vereinbaren, der die Konzeptanforderungen festschreibt. Dieser Partner wird dann Teil des späteren Angebots an HessenForst. Wer unvorbereitet reagiert, hat wenig in der Hand.

LEA-Begleitung: Die LEA unterstützt bei der Formulierung der Konzeptanforderungen und der Partnersuche. Die genauen Bedingungen werden aktuell abgestimmt.

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Bereits gesicherte Flächen — der Fallback

Wenn Projektierer die Flächen bereits gesichert haben, ist der direkte Flächenhebel weg. Dann wird die Bauleitplanung zum zentralen Instrument: Planungsrecht einleiten, planungsbedingten Mehrwert schaffen — und auf dieser Basis mit den bestehenden Projektierern über Konzeptqualität und Sektorenkopplung verhandeln.

Das Ziel: Physische Kopplung (Direktleitung) oder finanzielle Kopplung (Energiefonds) als Gegenleistung für die Bauleitplanung vereinbaren — über städtebauliche Verträge nach § 11 BauGB.

Rechtliche Grundlage: KLN-Review (Dr. Fabio Longo, Dezember 2025)

Drei Fallkonstellationen mit unterschiedlicher Rechtssicherheit für die Mehrwertabschöpfung:

Fallkonstellation	Beschreibung	Rechtssicherheit	Verhandlungsspielraum
1. Positivplanung	Eigene Ausweisung von Windenergiegebieten (Teil-FNP) auf nicht-kommunaleigenen Flächen	Hoch	Erheblich — Bodenwertsteigerung beruht auf kommunaler Planung
2. Feinsteuerung	Bebauungsplan in bestehenden Vorranggebieten (z. B. bei Zersicherung durch konkurrierende Projektierer)	Mittel	Nur wenn Bauleitplanung tatsächlich zur Bodenwertsteigerung beiträgt
3. Einfacher Beschluss	Grundsatzbeschluss ohne konkrete Bauleitplanung	Gering	Kaum — kein Planungsrecht geschaffen, keine Bodenwertsteigerung

Zeitfaktor

Projektierer sind oft schneller als kommunale Verwaltungen. Sobald Einzelpachtverträge abgeschlossen sind, schrumpft der Handlungsspielraum drastisch. Frühzeitiger Kontakt zu Flächeneigentümern ist entscheidend — bevor Projektierer an die Tür klopfen.

Konzept als Türöffner (§ 1 Abs. 6 Nr. 11 BauGB)

Ein kommunaler Grundsatzbeschluss zur integrierten Energie- und Wärmeversorgung ist als „sonstige städtebauliche Planung" anerkannt. Seine Ergebnisse sind in der Bauleitplanung zu berücksichtigen. Wichtig: Die städtebauliche Begründung sollte sich primär auf die sachnächsten Planungsgrundsätze stützen — „Nutzung erneuerbarer Energien im Zusammenhang mit der Wärmeversorgung" (§ 1 Abs. 6 Nr. 7f BauGB), „Darstellungen in Wärmeplänen" (§ 1 Abs. 6 Nr. 7g BauGB) und „Versorgungssicherheit" (§ 1 Abs. 6 Nr. 8e BauGB). Klimaschutz kann ergänzend genannt werden, sollte aber nicht der alleinige Fokus sein.

PDF

LEA-Infopapier „Windprojekte in Windvorranggebieten — Steuerung und Beteiligung aus kommunaler Sicht"

Vertieft den kommunalen Dreischritt — Beteiligte identifizieren, Flächensteuerung, Projektentwicklung — mit Flächenpooling, Pachtverteilung und Kriterienkatalog zur Projektiererauswahl. Zentraler Punkt: Die Kommune kann auch ohne (oder mit wenig) eigenem Flächenbesitz steuern — über die Koordination der privaten Eigentümer und das Eigentum an den Erschließungswegen.

⬇ PDF folgt

Stand des Papiers Nov 2022 — Prozess- und Flächensteuerungslogik weiterhin voll gültig. Veraltet: die genannten Flächen-Prozentzahlen (1,9 % Hessen) stammen aus der Zeit vor dem Wind-an-Land-Gesetz (Flächenziele 1,8 % bis 2027 / 2,2 % bis 2032) und vor der Windpotenzialanalyse Hessen 2025; § 6 EEG ist dort noch als „EEG 2021" zitiert. Aktuellen Stand im Baustein EEG 2027 prüfen. Datei: 4002_Windprojekte_Windvorranggebiete_Infopapier_2022.pdf

Vertiefung & Vorlagen

Kommunales Flächenpooling

Phase 2 · Planung & Umsetzung

Kommunales Flächenpooling — Schritt für Schritt

Aus vielen Einzelflächen wird eine verhandlungsfähige Gesamtfläche. Die Kommune organisiert den Prozess, sichert die Flächen vor der Zersicherung durch einzelne Projektierer — und bringt sie anschließend nach ihren eigenen Zielen an den Markt.

Was dieser Schritt leistet

Das Flächenpooling steht zwischen „Flächen identifizieren" und „Projektiererauswahl": Sobald ein Suchraum oder Vorranggebiet im Entwurf vorliegt, öffnet sich ein Zeitfenster, in dem die Kommune die Flächeneigentümer ansprechen und binden kann — bevor Projektierer Einzelpachtverträge abschließen. Erst die gebündelte Fläche schafft die Verhandlungsmacht für den anschließenden Konzeptwettbewerb. Der spätere Projektierer ist nicht Teil des Pools, wird aber über das Interessenbekundungsverfahren ausgewählt und an die im Pool festgelegten Rahmenbedingungen gebunden.

Wann der Pooling-Schritt greift

Faustregel: Sind mehr als rund 20 % der Flächen in privater Hand und im Streubesitz (typisch im Offenland), ist das kommunale Flächenpooling das Instrument der Wahl. Liegen die Flächen überwiegend in kommunaler Hand, kann die Kommune direkt ins Interessenbekundungsverfahren starten; dominiert ein einzelner Eigentümer (z. B. HessenForst), führt der Weg über Direktverhandlungen. Die vier Flächensituationen im Detail finden Sie unter Flächen steuern.

Das Solidarprinzip der Pachtverteilung

Sichert ein Projektierer nur die wichtigsten Flurstücke, profitieren wenige stark und viele gar nicht — ein klassischer Auslöser für Neiddebatten im Dorf. Das Pooling kehrt das um: Der Großteil der Pachterlöse wird nach Flächenanteil auf alle teilnehmenden Eigentümer verteilt, unabhängig davon, auf welcher Fläche am Ende eine Anlage steht. Der kleinere Teil geht an die Standortflurstücke, die stärker beansprucht werden. So profitiert die ganze Gemeinschaft — und der Ortsfrieden bleibt gewahrt. Den Verteilungsschlüssel regelt die Flächenpooling-Vereinbarung (Anlage 1).

Der Ablauf in sieben Schritten

1

Grundsatzentscheidung der Kommune

Der Gemeinderat befasst sich — in einer Klausur oder nichtöffentlichen Sitzung — mit der Frage: Ist Windenergie gewollt, in welcher Form, mit welchen kommunalen Zielen? Erst wenn die Haltung der Kommunalpolitik klar ist, lässt sich der Prozess gegenüber den Eigentümern glaubwürdig führen. Bei gebietsübergreifenden Vorranggebieten empfiehlt sich eine interkommunale Klausur.

Vorlagen: Einladung & Agenda Gemeinderats-Information und Beschlussvorlage Flächenpooling — als Startpunkt für Sitzung und Beschluss.

2

Eigentümer identifizieren und früh ansprechen

Über die Flurstücksnummern werden die betroffenen Eigentümer per GIS-Recherche ermittelt (durch die eigene Bauverwaltung oder einen Dienstleister). Anschließend folgt ein Erstbrief mit zwei Botschaften: keine Vorverträge mit Projektierern unterschreiben — und die Ankündigung, dass die Kommune zeitnah ein Flächenpooling anstößt. Steht der Termin der ersten Versammlung bereits, wird die Einladung mit dem Erstbrief zusammengeführt.

3

Erste Eigentümerversammlung — Sinn und Nutzen

Die Auftaktveranstaltung in Präsenz erklärt Notwendigkeit, Ziele und Ablauf des Poolings sowie technische Grundlagen der Windenergie (Flächenbedarf, Abstände, Windhöffigkeit). Hier werden die Vertrauensgrundlagen für die Pooling-Gemeinschaft gelegt — Offenheit und Transparenz sind entscheidend. Sinnvoll ist es, relevante Akteure wie den regionalen Bauernverband früh einzubeziehen.

Vorlage: Einladung 1. Flächeneigentümer-Versammlung.

4

Zweite Eigentümerversammlung — die rechtlichen Bedingungen

Höchstens etwa sechs Wochen nach der ersten Versammlung folgt die zweite mit Fokus auf die Verträge: die Pooling-Vereinbarung und der Muster-Nutzungsvertrag. Am Ende kündigt die Kommune an, dass die Vereinbarung nun zur Unterschrift ausliegt.

Vorlagen: Einladung 2. Flächeneigentümer-Versammlung sowie das Muster Flächenpooling-Vereinbarung.

5

Unterschriften einholen

Die Vereinbarung liegt im Rathaus aus und kann dort, postalisch oder digital unterzeichnet werden (mit Eigentumsnachweis). Der Prozess dauert erfahrungsgemäß sechs bis acht Wochen und wird durch Erinnerungsschreiben, Online-Sprechstunden und eine passwortgeschützte Infoseite begleitet. Bei abwesenden Eigentümern ist auf die inhaltliche Identität aller Teildokumente mit dem Gesamtdokument zu achten.

6

Pooling abschließen und dokumentieren

Die Kommune erstellt einen Überblick über die teilnehmenden Grundstücke und einen Lageplan des endgültigen Poolgebiets. Die unterzeichnete Pooling-Vereinbarung wird ausgefertigt und allen Teilnehmenden individuell zugestellt. Aus juristischen Gründen muss die Unterschriftenseite die Vereinbarung abschließen.

7

Übergang ins Interessenbekundungsverfahren

Mit der gesicherten Flächenkulisse beginnt der Konzeptwettbewerb: Nicht die höchste Pacht, sondern das beste Gesamtkonzept (Strom + Wärme + Beteiligung) entscheidet über die Wahl des Partners. Die Verfahrenskosten lassen sich über eine entsprechende Klausel am Ende dem ausgewählten Projektierer übertragen.

Weiter im Prozess: Projektiererauswahl & Vergabe.

Zeitfaktor

Projektierer sind oft schneller als kommunale Verwaltungen. Mit jedem Einzelpachtvertrag schrumpft der Handlungsspielraum. Der frühe Erstbrief (Schritt 2) ist deshalb der wichtigste Hebel — bevor Projektierer an die Tür klopfen.

Rechtsform & Prüfauftrag

Die Pooling-Vereinbarung ist eine schuldrechtliche Vereinbarung im Innenverhältnis; juristisch bilden die Teilnehmenden eine nicht rechtsfähige Innen-GbR (§§ 705 ff. BGB). Über die vertraglichen Regelungen hinaus entstehen keine weiteren Rechte oder Pflichten. Vor Verwendung gilt: Einheitliche Pachtkonditionen unter Eigentümern berühren das Wettbewerbsrecht, die koordinierende Rolle der Gemeinde berührt Neutralität, Gleichbehandlung und HGO — beides fachjuristisch prüfen und mit der Kommunalaufsicht abstimmen.

Praxiswerte zur Orientierung

Professionell geführte kommunale Poolings erreichen in der Regel eine Teilnahmequote von 70–90 % der Flächen, in günstigen Fällen bis zu 95 % innerhalb von vier bis sechs Monaten. Die Werte sind Erfahrungswerte, keine Zusicherung — Flächensituation, Parzellierungsgrad und Akteurslandschaft entscheiden im Einzelfall.

Passende Vorlagen & Anschlussschritte

🗺️

Muster: Flächenpooling-Vereinbarung →

Gemeinsame Flächenbereitstellung mit Steuerungsvorbehalt und Solidarpool — die rechtliche Grundlage für die Schritte 4–6.

🧭

Vier Flächensituationen — vier Strategien →

Entscheidet, ob der Pooling-Schritt überhaupt der richtige Weg ist (private Flächen, kommunale Flächen, HessenForst, bereits gesichert).

🤝

Projektiererauswahl & Vergabe →

Der Anschlussschritt: Konzeptwettbewerb statt Höchstpacht, mit Bewertungskriterien und Vergaberecht.

Freiflächen-PV steuern

Phase 2 · Planung & Umsetzung

Freiflächen-Photovoltaik kommunal steuern

Solarparks im Außenbereich sind in der Regel nicht privilegiert — die Kommune entscheidet über die Bauleitplanung, ob und wie sie entstehen. Dieser Hebel lässt sich aktiv nutzen: für konfliktärmere Standorte, faire Teilhabe und Wertschöpfung vor Ort. Aufbereitet aus dem LEA-Leitfaden „Freiflächen-Photovoltaikanlagen aus kommunaler Sicht“ (2024).

Der entscheidende Hebel: die Planungshoheit

Freiflächen-PV gehört im Außenbereich meist nicht zu den privilegierten Vorhaben (§ 35 BauGB). Sie ist dort nur im Geltungsbereich eines rechtskräftigen Bebauungsplans zulässig — und über dessen Aufstellung entscheidet die Kommune. Ausnahme: der 200-m-Korridor entlang von Autobahnen und zweigleisigen Schienenwegen sowie bestimmte Agri-PV-Anlagen (siehe unten). Den genauen Prüfweg zeigt der Freiflächen-PV Prüf- & Genehmigungspfad.

Reaktiv oder aktiv? Zwei Wege — ein klarer Unterschied

Der Leitfaden stellt zwei Modellkommunen gegenüber. Die eine handelt reaktiv und entscheidet im Einzelfall, sobald ein Projektierer anruft. Die andere steuert aktiv mit einem Standortkonzept — sie identifiziert geeignete Flächen selbst, bindet Landwirtschaft, Naturschutz und Bürgerschaft früh ein und bündelt Flächen über ein Pooling-Modell. Beide kommen ans Ziel, aber nur die aktive Kommune behält Kontrolle über Standortwahl, Wertschöpfung und Akzeptanz.

A

Reaktiv — Einzelfallentscheidungen

Ein Projektierer bringt ein fertiges Projekt auf einer bereits gepachteten Fläche mit; die Kommune soll nur noch das Baurecht schaffen. Das geht schnell und macht wenig Arbeit — aber ohne Vergleichsraster gerät die Kommune bei der nächsten Anfrage in Erklärungsnot, Flächen werden suboptimal platziert, und für die Netzplanung fehlt der Gesamtüberblick.

B

Aktiv — Steuerung mit Standortkonzept

Die Kommune erarbeitet zuerst eine Potenzialflächenanalyse, spricht mit Landwirtschaft, Naturschutz und Behörden über die Eignung, beschließt ein Standortkonzept und koordiniert anschließend Flächenpooling und Projektiererauswahl. Der Aufwand ist über den Planungszeitraum höher — dafür gewinnt sie Steuerungshoheit, faire Teilhabe und eine effiziente Netzentwicklung.

Grundregel: Erst Flächen sichern und ein Konzept beschließen, dann überplanen. Wirtschaftliche Verhandlungen (Pacht, Beteiligung) immer strikt getrennt von der Bauleitplanung führen — sonst droht ein Verstoß gegen das Koppelungsverbot.

Die vier Phasen eines FF-PV-Projekts

Aus kommunaler Sicht durchläuft jedes Projekt vier Phasen. Manche Bausteine laufen nacheinander, viele parallel — querschnittlich begleitet durch den Austausch mit Regierungspräsidium und Netzbetreiber sowie kontinuierliche Öffentlichkeitsarbeit.

Phase	Bausteine	Was die Kommune tut
1 · Analyse & Steuerung	Kriterienkatalog, Potenzialflächenanalyse, Standortkonzept · Klärung Eigentum, Flächenpooling, Sicherung der Nutzungsrechte · Projektiererauswahl, Nutzungsvertrag	Flächen identifizieren, sichern und einen Auswahlprozess aufsetzen
2 · Planung & Genehmigung	Flächennutzungsplan, Bebauungsplan, städtebaulicher Vertrag · Antrag Baugenehmigung	Bauleitplanung durchführen (inkl. Umweltprüfung & Öffentlichkeitsbeteiligung)
3 · Umsetzung	Finanzierungs- & Betriebsmodell, Bürgerbeteiligung · Stromvermarktung (Ausschreibung/PPA) · Installation, Inbetriebnahme	Betriebs- und Beteiligungsmodell festlegen, ggf. mitgestalten
4 · Betrieb	Energieerzeugung, wirtschaftliche Erträge · Wartung, später Rückbau/Repowering	Erträge sichern, Beteiligung lebendig halten

Potenzialflächenanalyse — welche Flächen sind grundsätzlich geeignet?

Eine Potenzialflächenanalyse zeigt, wo im Gemeindegebiet Freiflächen-PV grundsätzlich möglich, zulässig und umsetzbar ist — und wo das Konfliktpotenzial am geringsten ist. Bewertet wird entlang von vier Kriteriengruppen, dargestellt meist als eingefärbte GIS-Karte (geeignet / bedingt geeignet / nicht geeignet). Erstellt die Kommune sie selbst (oder über ein Planungsbüro), fließen ihre eigenen Prioritäten ein; überlässt sie das dem Projektierer, hat sie selten Einblick.

Kriteriengruppe	Worauf es ankommt
Natürlich	Sonneneinstrahlung; Neigung (bis ~30°, Hangneigung möglichst Süd, in der Ebene auch Ost-West); Schattenfreiheit
Rechtlich	Regional-/Raumordnung (Vorrang-/Vorbehaltsgebiete, ggf. Zielabweichungsverfahren); Naturschutz (Schutzgebiete, Biotope, Natura-2000/FFH-VP)
Förderrechtlich	EEG-Flächenkulisse (1–20 MW, Ausschreibung BNetzA): Gewerbe-/Industrie, 500-m-Randstreifen an Autobahn/Bahn, Konversionsflächen; in Hessen zusätzlich „benachteiligte landwirtschaftliche Gebiete“ (Freiflächensolaranlagenverordnung)
Technisch	Netzanbindung: Nähe zum Netzanschlusspunkt (je näher, desto günstiger), Aufnahmefähigkeit des Mittelspannungsnetzes (20 kV), gemeinsame Trafostationen, Vorprüfung mit der Netzbetriebsgesellschaft

Zwei Steuerungsinstrumente: Kriterienkatalog & Standortkonzept

Individueller Kriterienkatalog: formlos, vom Gemeinderat beschlossen, ohne rechtliche Bindung. Er macht Projektanträge schnell und einheitlich vergleichbar (Gleichbehandlungsgebot) und schafft Transparenz für Bürgerschaft und Unternehmen. Themen z. B. Landschafts-/Ortsbild, Natur- & Artenschutz, Wirkung auf die Agrarstruktur (z. B. Bodenzahl > 60 freihalten), Standortauswahl (vorbelastete Flächen bevorzugen), Kommunikation/Beteiligung, Betrieb & Rückbau. Kriterien dürfen der späteren Abwägung im Bauleitplanverfahren nicht vorgreifen.

Standortkonzept: baut auf der Potenzialanalyse auf, priorisiert konkrete Flächen mit Steckbriefen und kann als städtebauliches Entwicklungskonzept (§ 1 Abs. 6 Nr. 11 BauGB) beschlossen werden — dann ist es in der Bauleitplanung zu berücksichtigen. Tipp aus der Praxis: deutlich mehr Potenzialfläche ausweisen als am Ende gebaut werden soll. Marburg hat 10 % des Stadtgebiets als Potenzialfläche ausgewiesen, aber als Ziel formuliert, höchstens 1 % tatsächlich für Freiflächen-PV zu nutzen.

Flächensicherung & Flächenpooling

Wer ein Projekt umsetzt — Kommune oder Projektierer — braucht die Nutzungsrechte. Gehören die Flächen mehreren Eigentümern, lohnt sich das Pooling: Einzelflächen werden zu einem Gesamtprojekt gebündelt. Die Kommune übernimmt die zentrale Organisation und koordiniert die Pachtgemeinschaft (schuldrechtliche Vereinbarung), während zwischen Projektierer und Eigentümern einzelne Pachtverträge bestehen und ein Kooperationsvertrag die Kommune mit dem Projektierer verbindet.

Bessere Konditionen für alle durch gemeinsame Verhandlung und größere, zusammenhängende Anlagen
Faire Teilhabe — Pooling verteilt Erlöse und reduziert Neid- und Gerechtigkeitsdebatten
Steuerungshoheit der Kommune über Lage, Größe und Kriterien des künftigen Solarparks
Wichtig: Nur mit eigenen Flächen oder einem schriftlichen Verhandlungsmandat der Eigentümer darf die Kommune über finanzielle Beteiligung verhandeln

Eine ausführliche Mustervereinbarung samt Beschlussvorlagen finden Sie im Baustein Kommunales Flächenpooling — die Logik gilt für Wind und PV gleichermaßen.

Koppelungsverbot strikt beachten

Wirtschaftliche Verhandlungen (Pacht, Zuwendungen, Beteiligung) müssen von der Bauleitplanung getrennt bleiben. Die Entscheidung über Aufstellungsbeschluss, Flächennutzungsplan-Änderung und die Abwägung dürfen nicht vom Gewähren wirtschaftlicher Vorteile abhängig gemacht werden (§ 56 VwVfG; für städtebauliche Verträge § 11 Abs. 2 Satz 2 BauGB). Verstöße sind strafbar — auch wenn im Interesse der Gemeinde gehandelt wird. Fiskalische Gründe sind ausdrücklich keine städtebaulichen Gründe. Zuwendungen nach § 6 EEG dürfen erst nach Satzungsbeschluss vereinbart werden.

Privilegierung im 200-m-Korridor (§ 35 Abs. 1 Nr. 8 BauGB)

Seit dem 1. Januar 2023 sind Freiflächen-PV-Anlagen längs von Autobahnen und mehrgleisigen Schienenwegen des übergeordneten Netzes innerhalb eines 200-m-Streifens privilegiert — hier ist kein gemeindlicher Bebauungsplan mehr nötig. Die Lenkungswirkung der Kommune ist dann reduziert; eine Baugenehmigung bei der unteren Bauaufsichtsbehörde ist meist weiterhin erforderlich, und die naturschutzfachlichen Prüfungen (BNatSchG) bleiben. Die formelle Öffentlichkeitsbeteiligung entfällt — was die Akzeptanz vor Ort beeinflussen kann. Hat die Kommune diese Flächen vorab überplant, bleibt ihr der Steuerungshebel.

Agri-PV — Doppelnutzung als Konfliktlöser (§ 35 Abs. 1 Nr. 9 BauGB)

Agri-PV kombiniert Landwirtschaft (Hauptnutzung) und Stromerzeugung (Sekundärnutzung) auf derselben Fläche (DIN SPEC 91434). Die Fläche bleibt landwirtschaftlich, die Flächenkonkurrenz entschärft sich. Seit der EEG-Novelle 2023 sind bestimmte Agri-PV-Anlagen privilegiert: in räumlich-funktionalem Zusammenhang mit einem land-/forst-/gartenbaulichen Betrieb, Grundfläche ≤ 2,5 ha, eine Anlage je Hofstelle. Dann ist ohne vorherigen Bebauungsplan ein direkter Bauantrag möglich — eine EEG-Einspeisevergütung kommt für diese privilegierte Variante allerdings nicht in Betracht. Kommunen mit Standortkonzept können Agri-PV gezielt fördern, etwa über einen Mindestanteil der Planungsfläche. (Weidende Schafe in einem klassischen Solarpark sind übrigens keine Agri-PV.)

Vertiefung Agri-PV: Bürgerforum Energiewende Hessen — Agri-PV (Faktencheck, Exkursionen, Online-Konferenzen) · Fragen an solar@lea-hessen.de

Fünf Rollen — von minimal bis maximal aktiv

Je aktiver die Kommune, desto größer die Gestaltungsmöglichkeiten, die lokale Wertschöpfung — aber auch der Aufwand und das wirtschaftliche Risiko. Die Rollen bauen aufeinander auf.

Rolle	Was sie tut	Wertschöpfung / Risiko
1 · Trägerin der Bauleitplanung	Entscheidet im Einzelfall über FNP/B-Plan; minimaler Aufwand	Gering / minimal — alles trägt der Projektierer
2 · Informierte Entscheiderin	+ individueller Kriterienkatalog als Vergleichsraster	Gering, aber klarere Verhandlungsposition
3 · Gestalterin der Flächennutzung	+ Potenzialanalyse & Standortkonzept; Flächen für Wärme-/Versorgungsaufgaben sichern	Mittel — Großteil des Gewinns noch extern
4 · Treiberin einer Flächensteuerung	+ Flächenankauf/-tausch, Pooling, Projektiererauswahl	Höher: Pacht + Gewerbesteuer; Investitions-/Verantwortungsrisiko
5 · (Mit-)Betreiberin	Eigene Projektentwicklung & Betrieb (mit Fachbüro), volle Leitung	Höchste Wertschöpfung & Autonomie; größtes wirtschaftliches Risiko

Kommunale Beteiligung am Betrieb — Gesellschaftsformen

Für Zusammenschlüsse mehrerer Kommunen werden oft die Anstalt des öffentlichen Rechts (AöR) (Flexibilität & Haftungsschutz) und für Mischgesellschaften die GmbH & Co. KG favorisiert. Kommunalrechtlich gilt: Gemeinden dürfen in erneuerbare Energien investieren (§ 121 HGO), § 122 HGO regelt finanzielle Beteiligungen (begrenzte Haftung, Einflussnahme, Prüfung); Mehrheitsbeteiligungen > 50 % sind zulässig, erfordern aber u. a. einen Wirtschaftsplan (§ 122 Abs. 4 HGO). Eine juristische Beratung bei Neugründungen ist essenziell — die LEA berät dazu.

Praxisbeispiel Gladenbach

Bei der Entwicklung eines Kriterienkatalogs zur Steuerung von Freiflächen-PV hat das Bürgerforum Energiewende Hessen die Stadt Gladenbach begleitet. Das Ergebnis aus zwei moderierten Workshops war ein gemeinsam erarbeiteter, von den Beteiligten akzeptierter Kriterienkatalog, den die Stadtverordnetenversammlung am 28. Juli 2022 verabschiedet hat — unterstützt durch ein lokales Planungsbüro.

Werkzeuge & Leitfäden zur Freiflächen-PV

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LEA-Leitfaden: Freiflächen-PV aus kommunaler Sicht (2024)

72-seitiger Praxisleitfaden: Prozessschritte, Steuerungsinstrumente, Beteiligungs- und Betreibermodelle, fünf kommunale Rollen.

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Solar-Kataster Hessen (mit Freiflächenrechner)

2024 um Freiflächen-Funktionen erweitert: erste Einschätzung der baurechtlichen Genehmigungsmöglichkeiten und Förderfähigkeit potenzieller Flächen.

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FF-Solar in Hessen — Hinweise zum Thema Landwirtschaft

Kurzinformation der LEA zu Pacht, Agrarstruktur und Doppelnutzung.

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FF-Solar in Hessen — Hinweise zum Thema Naturschutz

Eingriffsregelung, Biotope, biodiversitätsfördernde Pflege, FFH-Verträglichkeit.

💶

FF-Solar in Hessen — Hinweise zu Vergütung & Planung

EEG-Förderung, Ausschreibung, Flächenkulisse, Bauleitplanung.

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Hessische Freiflächensolaranlagenverordnung (FSAV)

Öffnet „benachteiligte landwirtschaftliche Gebiete“ für die EEG-Vergütung.

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Bürgerforum — Freiflächen-Solar (Hub)

Broschüren, Online-Seminare, Faktenchecks und Dialogangebote rund um Freiflächen-PV.

Unterstützung durch die LEA Hessen

Das Bürgerforum Energiewende Hessen begleitet Kommunen bei Ausbaustrategie, Kriterienkatalog und Konfliktkommunikation rund um Freiflächen-PV — von der Potenzialanalyse bis zum Bürgerdialog.
Beratungsstelle Dezentrale Energieversorgung: solar@lea-hessen.de · Bürgerforum: buergerforum@lea-hessen.de

Fairer Ausbau als Standard

Phase 2 · Planung & Umsetzung

Fairer Ausbau als Standard — die „Fast & Fair"-Leitlinien Stand: Juni 2026

Teilhabe und lokale Wertschöpfung sind kein kommunaler Sonderwunsch mehr, sondern anerkannter Standard — von den Projektentwicklern und ihren eigenen europäischen Verbänden mitgetragen. Das lässt sich im Grundsatzbeschluss nutzen: Wer Fairness und Teilhabe von Anfang an als Maßstab setzt, verlangt nichts Exotisches, sondern das, was gute Anbieter ohnehin mitbringen.

Was ist „Fast & Fair"?

Die Fast & Fair Renewables and Grids Initiative ist ein europäischer Konsens darüber, wie der Ausbau von Erneuerbaren und Netzen zugleich schneller und fairer gelingt. Das Besondere: Sie wird nicht nur von Kommunen und Umweltverbänden getragen, sondern ausdrücklich auch von den Branchenverbänden der Wind- und Solarwirtschaft selbst. Zu den unterstützenden Organisationen zählen unter anderem WindEurope, SolarPower Europe, RESCOOP (europäischer Dachverband der Energiegenossenschaften), Energy Cities und CCRE/CEMR (europäischer Gemeindeverband), CAN Europe und das EEB (Umweltdachverband) sowie EREF. Geführt wird der Prozess von ICLEI – Local Governments for Sustainability.

Die Leitlinien wurden zunächst auf europäischer Ebene entwickelt und verabschiedet; aktuell werden sie in einen deutschlandweiten, akteursübergreifenden Konsens überführt — die deutschen Veranstaltungen werden u. a. von der Initiative Transformation.on (transformation2050.org) mitunterstützt.

Die fünf Prinzipien

Der Konsens beruht auf fünf Prinzipien. Zwei davon treffen den Kern der kommunalen Teilhabe-Frage besonders:

Prinzip	Worum es geht
Local Projects – Local Influence	Frühe, kontinuierliche und ernsthafte Einbindung aller relevanten lokalen Akteure — Bürgermeister:in/Gemeinderat und Projektträger im direkten Austausch, eine gemeinsame Beteiligungsstrategie, konkrete Mechanismen für Anliegen und Feedback, und das frühe Einbinden bestehender oder potenzieller Energiegenossenschaften, die investieren wollen.
Local Projects – Local Value	Greifbarer, angemessener und verhältnismäßiger lokaler Nutzen: lokale Betriebe und Arbeitskräfte einbeziehen, Benefit-Sharing oder kommunale Mit-Eigentümerschaft, Beispiele wie Bürgerfonds, Strompreis-Rabatte, Bildungs- und Naturschutzprojekte, Qualifizierung — und dass die Standortkommune von der Gewerbesteuer profitiert.
Transparency	Offenes, kontinuierliches Informationsteilen über das Projekt.
Nature-Positive	Synergien zwischen Energiewende und Biodiversitätsschutz.
Empowering Community-led Initiatives	Bürgerenergie und gemeinschaftlich getragene Projekte stärken.

Der strategische Hebel: Teilhabe ist Marktstandard, kein Sonderwunsch

Der häufigste Einwand gegen kommunale Teilhabe-Forderungen lautet, sie seien ein einseitiger Sonderwunsch, der Projekte verteuere und Anbieter abschrecke. Genau diesen Einwand entkräftet „Fast & Fair": Wenn die europäischen Branchenverbände selbst Local Value und Local Influence als Standard mittragen, ist die Forderung danach kein Wettbewerbsnachteil, sondern die Erwartung an einen seriösen Partner. Wer ohnehin fair entwickelt, erfüllt sie ohne Mehraufwand — wer sie nicht erfüllen will, disqualifiziert sich selbst.

So nutzen Sie das im Grundsatzbeschluss

Die eigentliche Stärke entfaltet der Standard, wenn die Kommune ihn früh verankert — bevor der erste Projektierer am Tisch sitzt.

Grundsatzbeschluss mit Verweis: Der Gemeinderat beschließt, Erneuerbaren-Projekte nur nach den Maßstäben fairer Teilhabe (Local Value & Local Influence) zu begleiten — mit ausdrücklichem Verweis auf den „Fast & Fair"-Konsens als anerkannten Branchenstandard.
In die Konzeptkriterien übernehmen: Die Prinzipien fließen direkt in den Kriterienkatalog der Projektiererauswahl ein — „Konzept statt Höchstpacht" bekommt damit einen extern anerkannten Maßstab.
Methode Beschlussvorlagen-Check: ICLEI hat andernorts (z. B. Augsburg) einen Beschlussvorlagen-Check etabliert, mit dem Ratsbeschlüsse systematisch an einem Nachhaltigkeits-/Fairness-Leitbild geprüft werden — ein übertragbares Werkzeug, um den Standard dauerhaft zu verankern.

Muster-Satz für den Grundsatzbeschluss: „Die Gemeinde begleitet den Ausbau erneuerbarer Energien nach den Grundsätzen eines schnellen und fairen Ausbaus (Local Value, Local Influence, Transparenz). Maßstab der Projektiererauswahl ist das beste Gesamtkonzept für die Gemeinde — einschließlich lokaler Wertschöpfung, Beteiligungs- und Mitsprachemöglichkeiten — im Sinne des europäischen ‚Fast & Fair'-Konsenses."

Doppelter Rückhalt: freiwilliger Standard plus kommender gesetzlicher Pflicht

Der „Fast & Fair"-Konsens wirkt umso stärker, weil er sich mit der gesetzlichen Entwicklung deckt: Das geplante Hessische Gemeinde-Energie-Beteiligungsgesetz macht finanzielle Teilhabe in Hessen ohnehin verbindlich, und auf europäischer/nationaler Ebene flankieren die Energy-Community-Regeln (RED, § 42c EnWG) den Trend. Wer Teilhabe heute im Beschluss verlangt, antizipiert also schlicht den künftigen Pflichtstandard.

Ehrlich eingeordnet

„Fast & Fair" ist ein freiwilliger Konsens, kein verbindliches Recht — seine Kraft zieht er aus der breiten Trägerschaft (Entwickler, Verbände, Kommunen, Zivilgesellschaft) und aus der Deckungsgleichheit mit dem Rechtstrend, nicht aus einer Sanktion. Der deutschlandweite Konsens befindet sich noch in der Entwicklung. Man sollte ihn also als anerkannten Maßstab und Argumentationshilfe nutzen, nicht als unmittelbar einklagbare Pflicht darstellen. Für die rechtsverbindliche Ausgestaltung von Konzeptkriterien und Verträgen ist der Rahmen der Bauleitplanung und des städtebaulichen Vertrags maßgeblich (Koppelungsverbot beachten).

Quellen: Fast & Fair Renewables and Grids Initiative (fastandfairenergy.eu), Prinzipien „Local Projects – Local Influence" und „Local Projects – Local Value", Trägerübersicht; Prozessführung ICLEI – Local Governments for Sustainability; deutsche Begleitung u. a. Transformation.on (transformation2050.org). Stand Juni 2026.

Den Fair-Standard kommunal verankern

Die LEA Hessen unterstützt Kommunen dabei, Teilhabe- und Fairness-Maßstäbe in Grundsatzbeschlüsse, Konzeptkriterien und die Projektiererauswahl zu übersetzen — verzahnt mit den Modellen der Teilhabe und den Strategischen Hinweisen. buergerforum@lea-hessen.de

📄 Vorlage: Flächenpooling-Vereinbarung

Fläche · Recht

Muster: Flächenpooling-Vereinbarung

Gemeinsame Flächenbereitstellung vor dem Konzeptwettbewerb — verhindert Zersicherung und Überbietung durch einzelne Projektierer.

📌 Muster zur Anpassung durch die Kommune. Alle [Platzhalter] anpassen. Kein Ersatz für Einzelfall-Rechtsberatung — vor Verwendung fachjuristisch prüfen und Kommunalaufsicht einbinden.

Muster-Dokument · zur Anpassung durch die Kommune

Flächenpooling-Vereinbarung

Gemeinsame, faire Flächenbereitstellung als Grundlage für den Konzeptwettbewerb

So verwenden Sie dieses Muster

Der Flächenpool bündelt die Grundstücke, bevor einzelne Projektierer sie zersichern oder mit überhöhten Einzelpachten den Ort spalten. So entsteht erst der Konzeptwettbewerb: Nicht die höchste Pacht entscheidet, sondern das beste Gesamtkonzept (Strom + Wärme). Die Gemeinde wirkt als neutrale Koordinatorin und erhält selbst keine Pacht – ihre Wertabschöpfung erfolgt getrennt über den städtebaulichen Vertrag (§ 11 BauGB). Alle [ ]-Platzhalter anpassen; ersetzt keine Rechtsberatung.

Vereinbarungsparteien

Zwischen den in Anlage 1 genannten Grundstückseigentümerinnen und -eigentümern – nachfolgend „Poolmitglieder“ –

und der [Gemeinde/Stadt …], vertreten durch [die Bürgermeisterin / den Bürgermeister …], als koordinierende und moderierende Stelle – nachfolgend „Gemeinde“ –

wird die folgende Flächenpooling-Vereinbarung geschlossen.

Präambel

(1) Die Gemeinde verfolgt mit ihrem Grundsatzbeschluss vom [Datum] ein städtebauliches Konzept zur integrierten Energie- und Wärmeversorgung. Sie will Flächen für die Erzeugung erneuerbaren Stroms aktiv steuern.

(2) Die Poolmitglieder besitzen Flächen im betroffenen Bereich. Konkurrierende Einzelsicherungen und überhöhte Einzelpachten würden die Projektkosten treiben, die Steuerung erschweren und den örtlichen Zusammenhalt belasten.

(3) Die Parteien bündeln deshalb die Flächen zu einem Pool mit einheitlichen, fairen Konditionen und ermöglichen so einen geordneten Konzeptwettbewerb um das beste Gesamtkonzept.

§ 1 Zweck und Gegenstand

(1) Gegenstand ist die Bündelung der in Anlage 1 bezeichneten Flächen zu einem gemeinsamen Pool, ihre einheitliche Bereitstellung für ein noch auszuwählendes Vorhaben sowie die faire Verteilung der Erlöse unter den Poolmitgliedern.

(2) Ziel ist es, Zersicherung und Überbietung zu vermeiden, die kommunale Steuerung zu sichern und das wirtschaftlich wie städtebaulich beste Gesamtkonzept zu ermöglichen.

§ 2 Poolflächen und Mitglieder

Die Poolflächen und die beteiligten Eigentümer mit ihren jeweiligen Flächenanteilen ergeben sich aus Anlage 1. Änderungen (Beitritt, Flächenanpassung) werden in Anlage 1 fortgeschrieben.

§ 3 Steuerungsvorbehalt und Konzeptwettbewerb

(1) Die Poolmitglieder verpflichten sich, während der Laufzeit keine bilateralen Nutzungs-, Options- oder Pachtverträge mit Projektierern außerhalb des gemeinsamen Verfahrens abzuschließen.

(2) Die Auswahl der Vorhabenträgerin erfolgt in einem von der Gemeinde moderierten Konzeptwettbewerb. Bewertet wird nicht die zeitliche Priorität, sondern die städtebauliche Eignung und die Qualität des Gesamtkonzepts (Strom- und Wärmeversorgung, lokale Wertschöpfung, Akzeptanz).

(3) Mit der ausgewählten Vorhabenträgerin werden die Flächen einheitlich zu den Konditionen nach § 4 bereitgestellt.

§ 4 Einheitliche Konditionen

Die Bereitstellung erfolgt für alle Poolflächen zu einheitlichen Konditionen (Pacht/Entschädigung nach einheitlichem Maßstab, einheitliche Laufzeiten und Nebenbestimmungen). Einzelüberbietungen sind ausgeschlossen.

Ausfüllhinweis: Einheitliche Konditionen unter Eigentümern können wettbewerbsrechtliche Fragen aufwerfen; Ausgestaltung fachjuristisch absichern.

§ 5 Verteilung der Erlöse (Solidarpool)

(1) Die Erlöse aus der Flächenbereitstellung werden nach dem in Anlage 1 festgelegten Schlüssel (in der Regel nach Flächenanteil) auf alle Poolmitglieder verteilt – unabhängig davon, auf welchen konkreten Flächen Anlagen errichtet werden.

(2) Dadurch tragen alle Mitglieder Nutzen und Lasten gemeinsam; Standortnachteile einzelner Flächen werden ausgeglichen (Solidarprinzip).

§ 6 Rolle und Neutralität der Gemeinde

(1) Die Gemeinde koordiniert und moderiert das Verfahren, führt den Konzeptwettbewerb durch und verknüpft ihn mit dem städtebaulichen Vertrag (§ 11 BauGB) und der Bauleitplanung.

(2) Die Gemeinde erhält aus dieser Vereinbarung keine Pacht und keinen Erlösanteil. Ihre Beteiligung am planungsbedingten Mehrwert erfolgt ausschließlich und getrennt über den städtebaulichen Vertrag. Sie wahrt Gleichbehandlung und Neutralität gegenüber allen Eigentümern und Projektierern.

§ 7 Laufzeit, Beitritt, Austritt

(1) Diese Vereinbarung gilt bis zum [Datum / Abschluss des Auswahlverfahrens]. Ein Beitritt weiterer Eigentümer ist bis [Zeitpunkt] möglich.

(2) Ein Austritt ist nur aus wichtigem Grund und unter Wahrung der berechtigten Interessen der übrigen Mitglieder möglich; Näheres regelt Anlage 1.

§ 8 Transparenz und Vertraulichkeit

Gegenüber der Gemeinde und ihren Gremien besteht Transparenz über Mitglieder, Flächen und Verteilungsschlüssel. Gegenüber Dritten werden personenbezogene und wirtschaftlich sensible Angaben vertraulich behandelt.

§ 9 Schlussbestimmungen

(1) Änderungen und Ergänzungen bedürfen der Schriftform.

(2) Ist eine Bestimmung unwirksam, bleibt die Vereinbarung im Übrigen wirksam; die Parteien ersetzen sie durch eine wirksame Regelung, die dem Zweck am nächsten kommt. Erfüllungsort ist [Gemeinde]. Anlage 1 ist Bestandteil dieser Vereinbarung.

Vor Abschluss prüfen

Einheitliche Pachtkonditionen unter Eigentümern berühren das Wettbewerbsrecht; die koordinierende Rolle der Gemeinde berührt Neutralität und Gleichbehandlung sowie die HGO. Beides ist vor Abschluss fachjuristisch zu prüfen und mit der Kommunalaufsicht abzustimmen.

Unterschriften

[Ort], den [Datum]

_______________________________ _______________________________

Für die Poolmitglieder (siehe Anlage 1) Für die Gemeinde

Anlagen

Anlage 1: Poolmitglieder, Poolflächen (Gemarkung/Flur/Flurstück), Flächenanteile und Verteilungsschlüssel, Beitritts-/Austrittsregelungen

Hinweis: Muster der LEA LandesEnergieAgentur Hessen zur Anpassung durch die Kommune. Keine Rechtsberatung im Einzelfall; vor Verwendung fachjuristisch (insb. wettbewerbs- und kommunalrechtlich) prüfen und die Kommunalaufsicht einbinden.

📄 Vorlage: Städtebaulicher Vertrag §11 BauGB

Sektorenkopplung · Recht

Muster: Städtebaulicher Vertrag §11 BauGB

Abschöpfung des planungsbedingten Bodenmehrwerts, physische & finanzielle Sektorenkopplung. Vorbereitender Rahmenvertrag vor der Bauleitplanung.

📌 Muster zur Anpassung durch die Kommune. Alle [Platzhalter] anpassen. Kein Ersatz für Einzelfall-Rechtsberatung — vor Verwendung fachjuristisch prüfen und Kommunalaufsicht einbinden.

Muster-Dokument · zur Anpassung durch die Kommune

Städtebaulicher Vertrag (§ 11 BauGB)

Planung erneuerbarer Stromerzeugungsanlagen und örtliches Wärmeversorgungskonzept – physische und finanzielle Sektorenkopplung

So verwenden Sie dieses Muster

Dieser Vertrag baut auf dem Grundsatzbeschluss auf und ist als vorbereitender Rahmenvertrag angelegt: Er bereitet die Planungsentscheidung vor und schützt die ergebnisoffene Bauleitplanung. Er folgt der Linie des juristischen Reviews (KLN, i. A. LEA Hessen / KEEA) – Abschöpfung des selbst geschaffenen Planungsmehrwerts, Angemessenheit nach § 11 Abs. 2, städtebauliche (nicht primär klimaschützende) Begründung. Die beratende Einbindung der Kommunalaufsicht mit Zustimmungsvorbehalt und die fachjuristische Begleitung sind hier Pflicht. Alle [ ]-Platzhalter anpassen; ersetzt keine Einzelfall-Rechtsberatung.

Vertragsparteien

Zwischen der [Vorhabenträgerin, Firma, Anschrift], vertreten durch [die Geschäftsführung …] – nachfolgend „Vorhabenträgerin“ –

und der [Gemeinde/Stadt …], vertreten durch [die Bürgermeisterin / den Bürgermeister …] – nachfolgend „Gemeinde“ –

wird auf Grundlage des § 11 BauGB der folgende städtebauliche Vertrag geschlossen.

Präambel

(1) Die Gemeinde verfolgt mit ihrem Grundsatzbeschluss vom [Datum] ein städtebauliches Konzept zur integrierten Energie- und Wärmeversorgung als sonstige städtebauliche Planung (§ 1 Abs. 6 Nr. 11 BauGB).

(2) Die Gemeinde betreibt bzw. beabsichtigt eine Bauleitplanung zur Steuerung der Erzeugung erneuerbaren Stroms [Positivplanung / Feinsteuerung …] auf den Flächen [Gemarkung …, Flur …, Flurstücke …]. Die Vorhabenträgerin plant dort die Errichtung und den Betrieb von [Windenergie-/Freiflächen-PV-Anlagen].

(3) Ziel beider Parteien ist es, lokal erzeugten Strom für eine günstige, sichere und bezahlbare Wärmeversorgung zu nutzen und Wertschöpfung in der Region zu binden (physische und finanzielle Sektorenkopplung).

(4) Die Planung stützt sich auf die städtebaulichen Grundsätze des § 1 Abs. 6 Nr. 7 Buchst. f und g sowie Nr. 8 Buchst. e BauGB. Der Klimaschutz ist nicht tragender Grund. Dieser Vertrag steht im Zusammenhang mit der Planung, nimmt deren Ergebnis aber nicht vorweg.

§ 1 Vertragsgegenstand und Ziele

(1) Gegenstand sind die Vorbereitung der Entscheidung über die Einleitung der Bauleitplanung, die Entwicklung und Fortschreibung des örtlichen Wärmeversorgungskonzepts sowie Maßnahmen der physischen und finanziellen Sektorenkopplung im sachlichen Zusammenhang mit dem Vorhaben.

(2) Ziele sind eine günstige und versorgungssichere Wärmeversorgung, die Stärkung lokaler Betriebe durch günstige Energie und der Verbleib von Wertschöpfung in der Region.

§ 2 Ergebnisoffene Bauleitplanung und Planungshoheit

(1) Die Gemeinde behält ihre Planungshoheit uneingeschränkt. Dieser Vertrag begründet keinen Anspruch auf ein bestimmtes Planungsergebnis und kein Planungsversprechen; auf ein konkretes Ergebnis der Bauleitplanung besteht kein Anspruch (§ 1 Abs. 3 BauGB). Der Vorhabenträgerin ist bewusst, dass die Verfahren auch mit negativem Ergebnis enden können.

(2) Bei gleichzeitigen Initiativen mehrerer Projektierer bewertet die Gemeinde nicht nach zeitlicher Priorität, sondern nach städtebaulicher Eignung der Konzepte.

(3) Lehnt die Vertretung den Aufstellungsbeschluss ab, endet dieser Vertrag mit der Beschlussfassung. Ein Anspruch auf Ersatz von Aufwendungen besteht auch dann nicht.

Ausfüllhinweis: Fallkonstellation an die örtliche Lage anpassen; die eigene Positivplanung (§ 5 Abs. 2b BauGB) bietet die höchste Rechtssicherheit für die Abschöpfung nach § 4.

§ 3 Physische Sektorenkopplung – Direktleitung

(1) Die Vorhabenträgerin errichtet bzw. ermöglicht eine Direktleitung von der Erzeugungsanlage zu einer Großwärmepumpe bzw. Heizzentrale gemäß Anlage 1 (§ 11 Abs. 1 S. 1 Nr. 4 BauGB).

(2) Eckpunkte des Direktstromliefervertrags: Strommenge [ ]; Lieferbedingungen nach Können und Vermögen; ein günstiger Strompreis ohne netzentgeltbezogene Bestandteile, der dem Wärmeerzeuger einen deutlich günstigeren Preis und der Vorhabenträgerin einen mit dem EEG vergleichbaren Gegenwert sichert; Laufzeit [ ]. Werden solche physischen Verknüpfungen etabliert, sind ihre wirtschaftlichen Vorteile beim Beitrag nach § 4 zu berücksichtigen.

Ausfüllhinweis: Regulierungsrechtliche Zulässigkeit der Direktleitung im Einzelfall prüfen (Entwicklung nach EuGH/Schlussanträgen; keine netzentgeltbezogenen Bestandteile; EEG-Förderung des Überschussstroms, § 21b EEG).

§ 4 Finanzielle Sektorenkopplung – Abschöpfung des Planungsmehrwerts

(1) Die Vorhabenträgerin leistet einen zweckgebundenen Beitrag in den Energiefonds der Gemeinde zur Förderung von Wärmeprojekten (§ 11 Abs. 1 S. 1 Nr. 2 i. V. m. Nr. 4 BauGB). Die Höhe bemisst sich an der durch die Bauleitplanung der Gemeinde verursachten Bodenwertsteigerung (§ 5).

(2) Die Mittel dienen den im Konzept benannten Wärmeprojekten. Soweit Mittel nicht für zentrale Wärmeversorgung und Netze gebunden sind, können sie auch für die Förderung dezentraler Wärmepumpen in Privathaushalten dort verwendet werden, wo kein Netz entsteht.

(3) Eine finanzielle Beteiligung der Gemeinde nach § 6 EEG bleibt unberührt (deklaratorisch); eine Doppelbelastung wird vermieden.

(4) Die Zahlung erfolgt auf ein von der Gemeinde geführtes, zweckgebundenes und insolvenzfestes Konto.

Ausfüllhinweis: Eine pauschale Anlehnung an feste Cent-pro-kWh-Beträge ist mit dem Review kritisch zu sehen; tragend ist der selbst geschaffene Planungsmehrwert. Bezugsgröße und Zahlungsweise rechtlich/wirtschaftlich tragfähig festlegen.

§ 5 Ermittlung der Bodenwertsteigerung

(1) Maßgeblich ist die Differenz zwischen dem Anfangswert (vor der erstmaligen Befassung der Gremien) und dem Endwert (zum Satzungsbeschluss). Diese Differenz bildet den planungsbedingten Mehrwert.

(2) Die Ermittlung erfolgt durch die kommunale Bewertungsstelle bzw. den Gutachterausschuss anhand der Bodenrichtwerte (§§ 192–199 BauGB; § 179 BewG). Die Kosten eines Wertgutachtens trägt die Vorhabenträgerin. Ein angemessener Mindestanteil des Planungsgewinns verbleibt bei der Vorhabenträgerin.

§ 6 Angemessenheit (§ 11 Abs. 2 BauGB)

(1) Die Leistungen stehen in einem angemessenen Verhältnis zu dem von der Gemeinde durch ihre Planung geschaffenen Mehrwert. Abgeschöpft wird ausschließlich dieser planungsbedingte Mehrwert.

(2) Das Vorhaben muss wirtschaftlich ertragreich bleiben. Die bundesrechtlich angelegte Ertragsarchitektur (EEG-Ausschreibung, Referenzertragsmodell, Direktbelieferung) wird nicht unterlaufen.

§ 7 Zweckbindung und Kopplungsverbot

Die Mittel werden ausschließlich für die im Konzept benannten Wärmeprojekte mit realem Bezug zur örtlichen Erzeugung erneuerbaren Stroms verwendet. Eine zweckfreie Zahlung in den allgemeinen Haushalt findet nicht statt.

§ 8 Kommunalaufsicht und Zustimmungsvorbehalt

(1) Dieser Vertrag wird der zuständigen Kommunalaufsicht vorgelegt und steht unter dem Vorbehalt ihrer Zustimmung (Wirksamkeitsvorbehalt). Er wird erst mit deren Zustimmung wirksam.

(2) Der Zustimmungsvorbehalt dient der Wirksamkeit des Vertrags und begründet zugleich den Strafbarkeitsausschluss nach § 331 Abs. 3 und § 333 Abs. 3 StGB.

(3) Indizien gegen eine Unrechtsvereinbarung werden gewahrt: Transparenz statt Heimlichkeit, keine persönliche Nähe zwischen den Beteiligten und eine Mittelverwendung ausschließlich außerhalb der persönlichen Sphäre der handelnden Personen.

§ 9 Verwaltungskostenpauschale

Die Gemeinde ist berechtigt, nach Abschluss des ersten Betriebsjahres einen angemessenen, einmaligen pauschalen Unkostenbeitrag für ihren Verwaltungsmehraufwand aus den Mitteln nach § 4 geltend zu machen. Die Höhe wird abgestimmt und plausibilisiert.

§ 10 Transparenz und Berichtspflichten

Die Parteien veröffentlichen fortlaufend auf einer öffentlich zugänglichen Webseite mindestens:

diese städtebauliche Vereinbarung,

die Erträge des Vorhabens und den Stand des zweckgebundenen Kontos,

die Verwendung der Mittel und erfolgte Förderungen,

Stellungnahmen der Kommunalaufsichtsbehörde.

§ 11 Bauleitplanung, Planungskosten, Durchführungsvertrag

(1) Über die Einleitung der Bauleitplanung entscheidet die Vertretung der Gemeinde auf sachlicher Grundlage. Die Vorhabenträgerin legt auf Anforderung Nachweise der Flächenverfügbarkeit (Nutzungsverträge, Pooling) vor.

(2) Nach Einleitung der Bauleitplanung schließen die Parteien eine marktübliche Vereinbarung über die Übernahme der Planungskosten sowie erforderlichenfalls über Erschließungs- und Ausgleichsmaßnahmen.

(3) Wird ein vorhabenbezogener Bebauungsplan verfolgt, ist gemäß § 12 BauGB ein gesonderter Durchführungsvertrag zu schließen.

§ 12 Rechtsnachfolge

Übernimmt ein Dritter das Vorhaben, überträgt die Vorhabenträgerin alle Rechte und Pflichten aus diesem Vertrag auf die neue Vorhabenträgerin. Die Gemeinde stimmt der Rechtsnachfolge zu, sofern alle Verpflichtungen übernommen werden und keine Bedenken an Zuverlässigkeit und Leistungsfähigkeit bestehen. Im Übrigen bleibt die Vorhabenträgerin verpflichtet.

§ 13 Schlussbestimmungen

(1) Der Vertrag bedarf der Schriftform (§ 11 Abs. 3 BauGB); dies gilt auch für Änderungen. Mündliche Nebenabreden bestehen nicht.

(2) Ist eine Bestimmung unwirksam, bleibt der Vertrag im Übrigen wirksam; die Parteien ersetzen sie durch eine wirksame Regelung, die dem wirtschaftlichen Zweck am nächsten kommt. § 139 BGB ist abbedungen.

(3) Erfüllungsort ist [Gemeinde]. Die Anlagen 1 bis 3 sind Vertragsbestandteil.

Vor Unterzeichnung prüfen

Höhe der Abschöpfung (Angemessenheit, § 11 Abs. 2), regulierungsrechtliche Zulässigkeit der Direktleitung, Verhältnis zu § 6 EEG sowie Rechtsform des Fonds und Beihilferecht sind laut Review vertieft zu prüfen. Sie gehören – zusammen mit dem Zustimmungsvorbehalt der Kommunalaufsicht – vor die Unterzeichnung.

Unterschriften

[Ort], den [Datum]

_______________________________ _______________________________

Für die Gemeinde Für die Vorhabenträgerin

Anlagen

Anlage 1: Technische und energiewirtschaftliche Beschreibung der Direktleitung / Eckpunkte des Direktstromliefervertrags

Anlage 2: Städtebauliches Konzept (Grundsatzbeschluss)
Anlage 3: Wertermittlung der Bodenwertsteigerung

Hinweis: Muster der LEA LandesEnergieAgentur Hessen zur Anpassung durch die Kommune. Keine Rechtsberatung im Einzelfall; vor Verwendung fachjuristisch prüfen und die Kommunalaufsicht mit Zustimmungsvorbehalt einbinden.

📄 Vorlage: Beschlussvorlage Flächenpooling

Fläche · Beschluss

Muster: Beschlussvorlage Flächenpooling

Grundsatzbeschluss des Gemeinderats: Startpunkt für ein kommunales Flächenpooling.

📌 Muster zur Anpassung durch die Kommune. Alle [Platzhalter] anpassen. Kein Ersatz für Einzelfall-Rechtsberatung — vor Verwendung prüfen.

Muster-Dokument · zur Anpassung durch die Kommune

Beschlussvorlage: Kriterien für das kommunale Flächenpooling Windenergie

Gremium: Gemeinderat der [NAME KOMMUNE]

Status: nicht-öffentlich

TOP: [Nummer] · Sitzungsdatum: [Datum]

Sachverhalt

Hessen weist nach dem Windenergieflächenbedarfsgesetz (WindBG) bis Ende 2032 2,2 % der Landesfläche für die Windenergie aus; ein verbindliches Zwischenziel ist bereits zum Ende 2027 zu erfüllen. Die Regionalplanung weist hierzu Vorranggebiete aus. Auch die [NAME KOMMUNE] ist über das Vorrang-/Potenzialgebiet „[Bezeichnung]“ betroffen; der Flächenzuschnitt kann sich im weiteren Verfahren noch ändern.

Die Gemeinde strebt eine aktive Steuerung der Windenergie auf ihrer Gemarkung an, um lokale Wertschöpfung (Pacht- und Betriebserlöse, Kommunalbeteiligung, Gewerbesteuer) in der Region zu halten, die Eigentümerinnen und Eigentümer fair zu beteiligen und den sozialen Frieden zu wahren. Zentrales Instrument ist ein gemeinsamer Flächenpool möglichst vieler Flächeneigentümerinnen und -eigentümer im genannten Gebiet.

Über das Flächenpooling werden alle teilnehmenden Eigentümerinnen und Eigentümer an den Pachterlösen beteiligt — unabhängig davon, auf welcher Fläche später eine Anlage steht (Solidarprinzip). Den Verteilungsschlüssel und die weiteren Bedingungen beraten und beschließen die Beteiligten in einer bzw. zwei Flächeneigentümer-Versammlungen.

Beschlussvorschlag

Der Gemeinderat beschließt:

a) Die [NAME KOMMUNE] befürwortet grundsätzlich eine Windenergienutzung im Vorrang-/Potenzialgebiet „[Bezeichnung]“.

b) Die Verwaltung wird beauftragt, für dieses Gebiet ein kommunales Flächenpooling anzustoßen und eine Flächenpool-Gemeinschaft zu bilden.

c) Die Verwaltung wird beauftragt, die betroffenen Flächeneigentümerinnen und -eigentümer zu identifizieren, anzuschreiben und zu Flächeneigentümer-Versammlungen einzuladen.

Muster der LEA LandesEnergieAgentur Hessen zur Anpassung durch die Kommune. Alle [Platzhalter] anpassen. Keine Rechtsberatung im Einzelfall.

Hinweis: Muster der LEA LandesEnergieAgentur Hessen zur Anpassung durch die Kommune. Keine Rechtsberatung im Einzelfall; vor Verwendung fachjuristisch prüfen.

📄 Vorlage: Einladung Gemeinderats-Info

Gremium · Einladung

Muster: Einladung & Agenda Gemeinderats-Information

Einladung zur nicht-öffentlichen Gemeinderats-Information mit Agenda — Schritt 1 des Poolings.

📌 Muster zur Anpassung durch die Kommune. Alle [Platzhalter] anpassen. Kein Ersatz für Einzelfall-Rechtsberatung — vor Verwendung prüfen.

Muster-Dokument · zur Anpassung durch die Kommune

Einladung: (interkommunale) Gemeinderats-Information Windenergie

Sehr geehrte Damen und Herren,

um die Klimaziele zu erreichen und die Abhängigkeit von fossilen Energieimporten zu verringern, soll der Anteil erneuerbarer Energien deutlich steigen. Mit dem Windenergieflächenbedarfsgesetz (WindBG) ist Hessen verpflichtet, bis Ende 2032 2,2 % der Landesfläche als Windvorranggebiete auszuweisen. Auch die [NAME KOMMUNE] ist über vom Regionalverband [NAME] identifizierte Potenzialflächen betroffen.

Windenergieprojekte prägen das Landschaftsbild über rund 30 Jahre und entfalten erhebliche Wertschöpfungseffekte. Um sie im Sinne des Allgemeinwohls steuern zu können, braucht es eine fundierte Information und Abstimmung der politischen Vertreterinnen und Vertreter. Aus diesem Grund laden wir Sie herzlich zur nicht-öffentlichen Informationsveranstaltung „Windenergie in der [NAME KOMMUNE]“ ein.

Veranstaltungsdetails

Datum: [Wochentag, Datum]

Uhrzeit: [XX–XX Uhr]

Ort: [Raum, Straße + Nr., Ort]

Die Sitzung informiert über Windenergie im Allgemeinen sowie über Stand und Prozess der Regionalplanung und unterstützt die politische Meinungsbildung. Sie besteht aus kurzen Fachvorträgen mit anschließender Diskussion.

Vorläufige Agenda

1. Grundlagen zur Energiewende und zur Windenergie

2. Gesetzlicher Rahmen und Rolle der Regionalplanung

3. Technisch-wirtschaftliche Anforderungen an einen Windpark und aktuelle Suchraumkulisse

4. Kommunale Wertschöpfung und Beteiligungsmöglichkeiten

5. Kommunale Steuerungsmöglichkeiten (insb. Flächenpooling)

6. Diskussion und Ausblick

Mit freundlichen Grüßen

[Bürgermeisterin / Bürgermeister]

Muster der LEA LandesEnergieAgentur Hessen zur Anpassung durch die Kommune.

Hinweis: Muster der LEA LandesEnergieAgentur Hessen zur Anpassung durch die Kommune. Keine Rechtsberatung im Einzelfall; vor Verwendung fachjuristisch prüfen.

📄 Vorlage: Einladung 1. FE-Versammlung

Eigentümer · Einladung

Muster: Einladung 1. Flächeneigentümer-Versammlung

Auftaktversammlung zu Sinn, Nutzen und Ablauf des Poolings — inkl. optionaler Vollmacht.

📌 Muster zur Anpassung durch die Kommune. Alle [Platzhalter] anpassen. Kein Ersatz für Einzelfall-Rechtsberatung — vor Verwendung prüfen.

Muster-Dokument · zur Anpassung durch die Kommune

Einladung zur 1. Flächeneigentümer-Versammlung Windenergie

Sehr geehrte:r Frau/Herr [Name],

der Ausbau der Windenergie an Land nimmt auch in Hessen Fahrt auf. Auf der Gemarkung der [NAME KOMMUNE] sind Flächen für die Windenergie-Nutzung vorgesehen. Sie besitzen eine Fläche, die in oder nahe eines künftigen Windvorranggebiets liegt (siehe beiliegender Lageplan).

Die [NAME KOMMUNE] möchte das Heft des Handelns selbst in der Hand behalten und organisiert dafür ein kommunales Flächenpooling. Dabei schließen sich die Eigentümerinnen und Eigentümer der in Frage kommenden Flächen unter Federführung der Kommune zusammen, um Gestaltungsspielräume zu erhöhen, Pachten fair zu verteilen, finanzielle Beteiligung zu sichern und eine neutrale, professionelle Beratung im Kontakt mit Projektierern zu erhalten. So bleibt die Wertschöpfung in der Region und das soziale Miteinander gewahrt.

Um Ihnen die Grundsätze des Flächenpoolings vorzustellen, laden wir Sie herzlich ein zur

1. Flächeneigentümer-Versammlung am [Tag, Datum] um [XX] Uhr in [Ort, Adresse].

Begleitet von unabhängigen Fachleuten stellen wir allgemeine Informationen zur Windenergie und zum Flächenpooling vor und beantworten Ihre Fragen. Wenn Sie bereits Kontakt zu einem Projektierer hatten oder einen Pachtvertrag unterschrieben haben bzw. unterschreiben wollen, ist die Teilnahme für Sie besonders lohnenswert.

Bitte bringen Sie dieses Anschreiben sowie Ihren Personalausweis mit; am Eingang findet eine Einlasskontrolle statt, um die Vertraulichkeit und Ihre Privatsphäre zu schützen.

Für Fragen steht Ihnen [Name, Tel., E-Mail] zur Verfügung. Wir freuen uns auf Ihre Teilnahme.

Mit freundlichen Grüßen

[Bürgermeisterin / Bürgermeister]

Optional: Vollmacht

Hiermit bevollmächtige ich, ____________________ (Vor- und Zuname der/des Eigentümer:in), die nachstehend genannte Person, mich bei der Flächeneigentümer-Versammlung am [Datum] in [Ort] zu vertreten:

____________________________________ (Vor- und Zuname der/des Bevollmächtigten)

____________________________________ (Geburtsdatum)

____________________________________ (Adresse, PLZ, Ort)

____________________________________ (Datum, Unterschrift)

Muster der LEA LandesEnergieAgentur Hessen zur Anpassung durch die Kommune.

Hinweis: Muster der LEA LandesEnergieAgentur Hessen zur Anpassung durch die Kommune. Keine Rechtsberatung im Einzelfall; vor Verwendung fachjuristisch prüfen.

📄 Vorlage: Einladung 2. FE-Versammlung

Eigentümer · Einladung

Muster: Einladung 2. Flächeneigentümer-Versammlung

Vertiefungsversammlung zu Recht, Pooling-Vereinbarung und Muster-Nutzungsvertrag.

📌 Muster zur Anpassung durch die Kommune. Alle [Platzhalter] anpassen. Kein Ersatz für Einzelfall-Rechtsberatung — vor Verwendung prüfen.

Muster-Dokument · zur Anpassung durch die Kommune

Einladung zur 2. Flächeneigentümer-Versammlung Windenergie

Sehr geehrte:r Frau/Herr [Name],

in der ersten Flächeneigentümer-Versammlung am [Datum] in der [NAME KOMMUNE] haben wir Ihnen die Grundsätze des Flächenpoolings für das Vorrang-/Potenzialgebiet „[Bezeichnung]“ vorgestellt. Wir laden Sie nun ein zur

2. Flächeneigentümer-Versammlung am [Tag, Datum] um [XX] Uhr in [Anschrift].

Im kommunalen Flächenpooling schließen sich die Eigentümerinnen und Eigentümer der Flächen im potenziellen Windvorranggebiet zusammen. Ziel ist es, unter Federführung der Kommune

• Gestaltungsspielräume zu erhöhen,

• Pachten fair zu verteilen und damit den Nachbarschafts- und Dorffrieden zu erhalten,

• finanzielle Beteiligung unabhängig vom Standort der Anlagen zu sichern,

• und allen Beteiligten eine neutrale, professionelle Beratung im Kontakt mit Projektentwicklern zu ermöglichen.

In dieser Veranstaltung stellen wir die vertieften Inhalte des Flächenpoolings inklusive der Pooling-Vereinbarung vor und besprechen die Eckpunkte des Muster-Nutzungsvertrags für die Windenergie-Nutzung. Sie haben Gelegenheit, Fragen, Anmerkungen und Wünsche einzubringen.

Alle Unterlagen finden Sie passwortgeschützt auf der Informationsseite der [NAME KOMMUNE]: [Link]. Das Passwort haben Sie bereits erhalten.

Für Fragen steht Ihnen [Name, Tel., E-Mail] zur Verfügung. Wir freuen uns auf den Austausch.

Mit freundlichen Grüßen

[Bürgermeisterin / Bürgermeister]

Muster der LEA LandesEnergieAgentur Hessen zur Anpassung durch die Kommune.

Hinweis: Muster der LEA LandesEnergieAgentur Hessen zur Anpassung durch die Kommune. Keine Rechtsberatung im Einzelfall; vor Verwendung fachjuristisch prüfen.

Phase 2 · Planung & Umsetzung

Flächen identifizieren — Potenziale, Technik, Werkzeuge

Sie müssen kein Ingenieur sein, um mitzuentscheiden. Aber ein paar technische Grundlagen helfen, Projektierer auf Augenhöhe zu treffen und die richtigen Fragen zu stellen.

Windenergie — was Sie wissen sollten

Moderne Windenergieanlagen (WEA) haben heute Nennleistungen von 5–7 MW pro Anlage. Eine Anlage der 7-MW-Klasse erzeugt je nach Standort 15–20 Mio. kWh pro Jahr — genug für mehrere tausend Haushalte. Entscheidend für den Ertrag ist die Windhöffigkeit (siehe Windenergie-Daten Hessen). Genehmigt wird nach Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG); typische Prüfpunkte: Schall, Schattenwurf, Artenschutz, Abstände zur Wohnbebauung.

Freiflächen-Photovoltaik — was Sie wissen sollten

FF-PV-Anlagen liefern ca. 1 MWp pro Hektar. Privilegiert sind sie entlang von Autobahnen und zweigleisigen Schienenstrecken (200-m-Korridor, § 35 Abs. 1 Nr. 8/9 BauGB); darüber hinaus ist Bauleitplanung nötig. Agri-PV ermöglicht die Doppelnutzung von Flächen — Landwirtschaft und Stromerzeugung gleichzeitig (Breuna: 85 % der Fläche bleibt landwirtschaftlich nutzbar).

Vertiefung Freiflächen-PV

Den vollständigen kommunalen Steuerungsweg — Potenzialanalyse, Kriterienkatalog, Standortkonzept, Pooling und die fünf Rollen der Kommune — finden Sie im Baustein Freiflächen-PV steuern. Die Genehmigungslogik (privilegiert vs. Bauleitplanung, Agri-PV, Zielabweichung) führt Schritt für Schritt der Freiflächen-PV Prüf- & Genehmigungspfad mit Schnellprüfung und Entscheidungsbaum.

Die entscheidende Frage: Wohin mit dem Strom?

Technisch wichtiger als die Anlage selbst ist die Frage der Stromnutzung. Wird eingespeist (Marktwert minus Netznutzung) oder lokal genutzt (Direktleitung, netzentgeltbefreit)? Wird ein Speicher mitgeplant (Co-Location)? Wird die Abwärme oder der Überschussstrom für ein Wärmenetz genutzt? Diese Fragen entscheiden über die Wirtschaftlichkeit weit mehr als die reine Anlagengröße.

Die richtigen Fragen an den Projektierer

Welche lokale Nutzung ist möglich (Direktleitung, Wärme, Betriebe)? Ist ein Speicher vorgesehen? Wie hoch ist die geplante Eigennutzungsquote? Welche Beteiligungsmodelle bietet der Projektierer? Wie sieht das Reststrom- und Bilanzkreismanagement aus — und wäre dafür ein lokaler Versorger der bessere Partner?

Planungswerkzeuge

Solar-Kataster Hessen — Dach- und Freiflächenpotenziale
WebGIS FF-PV-Flächenpotenziale — Fernerkundungsdaten
Windenergie in Hessen — Potenziale und Vorranggebiete

Flächenpotenzialanalyse — die Voranalyse der Flächen

Bevor ein Plan oder Vertrag entsteht, wird das Gebiet systematisch gefiltert. Die Methodik ist für Wind und Freiflächen-PV strukturell gleich — sie unterscheiden sich in den Kriterien und im Weg ins Planungsrecht.

Gemeinsame Methodik: ① Planungsraum & Ziel → ② Ausschluss → ③ Restriktion → ④ Eignung/Gunst → ⑤ Bewerten & Steckbriefe.

Schema 1 · Windenergie Voranalyse → Positivplanung

Datengrundlage Hessen

Wind-Atlas Hessen (HLNUG) — Windgeschwindigkeiten/Windrosen, Schutzgebiete und Windvorranggebiete als Karten-Layer.

Hessen macht den Kommunen aktuell keine verbindlichen Vorgaben zu Kriterien/Abständen — die Werte setzt der Planungsträger als Orientierung selbst.

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Planungsraum & Flächenziel

Bezugsraum und Zielgröße. Maßstab: Flächenbeitragswert WindBG — Hessen 1,8 % bis Ende 2027, 2,2 % bis Ende 2032.

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− Ausschlusskriterien abziehen

Rechtlich/tatsächlich unmöglich: Siedlung samt Mindestabstand, Naturschutzgebiete, Wasserschutzzonen I/II, Schutzbereiche von Radar/Drehfunkfeuern, Vogelschutz — sowie zu geringe Windhöffigkeit (in Hessen < 5,75 m/s in 140 m).

→ verbleibend: verfügbare Flächen

Typische Abstände (Orientierung): Wohnsiedlung ~1.000 m · Splittersiedlung ~400–600 m · NSG/FFH ~200 m · Verkehrswege & Freileitungen mind. Anlagenkipphöhe · Flugsicherung/Wetterradar: Einzelprüfung.

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− Restriktionskriterien markieren

Bedingt geeignet, Einzelfall: Landschaftsschutzgebiete, Wald, Landschaftsbild/Erholung, Artenschutz-Vorsorge, zusätzliche Vorsorgeabstände.

→ „gelbe" Flächen

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+ Eignungs- & Gunstkriterien

Hohe Windhöffigkeit, Nähe zu Netzverknüpfungspunkt/Umspannwerk, Vorbelastung, Mindestgröße. Netz-/Direktleitungsnähe = spätere Wirtschaftlichkeit.

→ „grüne" Eignungsflächen

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Bewerten → Potenzialflächen mit Steckbriefen

Gewichtung, Ranking, Flächen-Steckbriefe — das Ergebnis der Voranalyse und Grundlage für die Überführung ins Planungsrecht:

Weg A · Regionale Positivplanung – Windenergiegebiet (§ 2 WindBG) im Teilregionalplan Energie.

Weg B · Kommunale Bauleitplanung – FNP-Änderung über die Gemeindeöffnungsklausel (§ 245e/§ 249 BauGB), auch abweichend von Zielen der Raumordnung.

Systemwechsel (Wind-an-Land-Gesetz): Statt Konzentrationszonen mit Ausschlusswirkung gilt jetzt Positivplanung — der Plan definiert nur noch, wo Wind möglich ist. Die alte Ausschlusswirkung läuft längstens bis Ende 2027 bzw. bis zum Erreichen des Flächenziels aus.

Wichtig für Kommunen: Die Auswahlkriterien aus Landesentwicklungsplan und Teilregionalplan richten sich an die Träger der Regionalplanung — sie gelten nicht unmittelbar für die kommunale Planung. Für ihre FNP-Änderung entwickelt die Kommune eigene, sachgerechte Kriterien (Orientierung an den regionalplanerischen ist möglich), weist die Flächen positiv als Windenergie-/Eignungsgebiete aus und beachtet dabei die Umweltprüfung (Strategische Umweltprüfung / Umweltbericht) sowie qualifizierende Maßnahmen (z. B. Artenschutz).

Schema 2 · Freiflächen-Photovoltaik Voranalyse → Standortkonzept → Bauleitplanung

Datengrundlage Hessen

Solar-Kataster Hessen (GIS-/Fernerkundungstool) · WebGIS FF-PV-Flächenpotenziale (Fernerkundung) · Karte benachteiligte Gebiete.

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Gemeindegebiet & Ausbauziel

Bezugsraum Gemeindegebiet, Zielgröße aus Strom-/Flächenbedarf.

2

− Ausschlusskriterien abziehen

Naturschutzgebiete, Natura-2000/FFH/Vogelschutz, Wald, Gewässer samt Randstreifen, Siedlung. Bei EEG-Förderung im benachteiligten Gebiet sind Natura-2000-/FFH-Flächen ohnehin ausgeschlossen.

→ verbleibend: verfügbare Flächen

3

− Restriktionskriterien markieren

Bedingt geeignet: Landschaftsschutzgebiete, hochwertige Böden / hohe Ertragsmesszahl, Landschaftsbild, Siedlungsnähe, agrarstrukturell bedeutsame Flächen.

→ „gelbe" Flächen

4

+ Eignungs- & Gunstkriterien

EEG-Förderkulisse: 200-m-Korridor entlang Autobahn/Schiene (§ 35 Abs. 1 Nr. 8b BauGB privilegiert, ohne B-Plan), versiegelte & Konversionsflächen, benachteiligte Gebiete (Solarpaket I 5/2024; Hessen ~530.000 ha ≈ 60 %). Plus Netznähe.

→ „grüne" Eignungsflächen

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Bewerten → Standortkonzept

Kriterienkatalog mit politischem Beschluss → Selbstbindung nach § 1 Abs. 6 Nr. 11 BauGB. Danach:

Sicherung – Darstellung im Flächennutzungsplan (§ 5 Abs. 2 Nr. 2b BauGB).

Umsetzung – B-Plan als sonstiges Sondergebiet (§ 11 Abs. 2 BauNVO), häufig vorhabenbezogen (§ 12 BauGB).

Phase 2 · Planung & Umsetzung

Den richtigen Partner wählen

Nicht das höchste Pachtangebot, sondern das beste Gesamtkonzept entscheidet. Machen Sie Konzeptqualität zur formellen Voraussetzung.

Instrument: Konzeptwettbewerb

Bevor Sie ein Bauleitplanverfahren einleiten, fordern Sie potenzielle Projektierer auf, integrierte Konzepte vorzulegen: Strom + Wärme + Beteiligung. Ein transparenter Kriterienkatalog ermöglicht eine nachvollziehbare Entscheidung. Die LEA unterstützt bei der Entwicklung der Bewertungskriterien.

Vergaberecht beachten

Bei kommunalen Flächen gelten vergaberechtliche Anforderungen. Der LEA-Leitfaden Vergaberecht und Wertfindung bei kommunalen Flächen (September 2024) bietet konkrete Orientierung. Bei HessenForst-Flächen: Interessenbekundungsverfahren mit 5-stufigem Ablauf.

Praxisbeispiel: Homberg (Ohm)

Bürgermeisterin Simke Ried zeigt, wie es auch mit kleinem Verwaltungsteam geht: Gemeinsame Gesellschaft mit der Energiegenossenschaft Vogelsberg, Kriterienkatalog für FF-PV an der Autobahn mit Regelungen für Bürgerbeteiligung und Energienutzung für Wärmeversorgung. Flächenscharfe Zubauplanung in Arbeit. „Selbst gestalten können ist bei Bürgerinnen und Bürgern gut angekommen."

Phase 2 · Planung & Umsetzung

Direktleitungen, Speicher und Standortvorteile

Wer Strom nicht nur erzeugt, sondern speichert und gezielt dorthin bringt, wo er gebraucht wird — zu Wärmepumpen, Betrieben, Gewerbegebieten — macht seine Gemeinde zum attraktiven Wirtschaftsstandort.

Direktleitungen: Strom lokal nutzen statt einspeisen

„Erzeugung möglichst bedarfsgerecht an der Stelle des Verbrauchs: Das ist das, was uns in Zukunft wirklich voranbringen würde." (Jörg Heinemann, EAM Netz GmbH). Direktleitungen sind der wirtschaftlich effizienteste Weg, lokalen Strom zu nutzen: keine Netzentgelte, keine KWK-Umlage, keine Konzessionsabgabe. Bei einem 80-MW-Solarpark beläuft sich die Ersparnis über 10 Jahre auf bis zu 65 Mio. Euro.

Standortvorteil für Betriebe und Gewerbegebiete

Energiekosten sind ein Standortfaktor. Unternehmen suchen gezielt Standorte mit günstiger, planbarer Energieversorgung. Eine Kommune, die über eigene Erzeugung, Speicher und Direktleitungen verfügt, kann Gewerbebetrieben etwas bieten, was andere nicht können: langfristig stabile Strompreise — unabhängig vom Markt.

Das funktioniert in beide Richtungen: bestehende Betriebe halten (Marburg: Direktleitung zum Pharmastandort) und neue anziehen (günstige Energie als Ansiedlungsargument in der Wirtschaftsförderung). Für die Gemeinderatsdebatte ist das ein starkes Argument: Energiepolitik ist Wirtschaftsförderung.

Speicher und Co-Location: Das Akzeptanzargument

Die häufigste Kritik an Wind- und Solaranlagen: „Der Strom geht woanders hin, und wir haben den Lärm." Speicher vor Ort ändern dieses Narrativ grundlegend. Eine Anlage mit Co-Location — also Batteriespeicher direkt am Erzeugerstandort — ist kein reines Exportprojekt mehr. Sie wird zum lokalen Versorgungsbaustein:

Strom bleibt in der Region: Speicher puffern Überschüsse, die sonst ins überregionale Netz fließen würden. Der Strom steht für lokale Abnehmer bereit — Wärmepumpen, Betriebe, Ladestationen.
Weniger Netzausbau nötig: Jede Kilowattstunde, die lokal gespeichert und verbraucht wird, muss nicht durch neue Leitungen transportiert werden. Das entlastet das Netz und reduziert Konflikte um Trassenführung.
Erlöse aus Flexibilität: Speicher verdienen am Regelenergiemarkt — bei negativen Börsenpreisen speichern, bei hohen Preisen einspeisen. Das verbessert die Projektrentabilität und damit die Verhandlungsposition der Kommune.
Sichtbare lokale Infrastruktur: Ein Speicher neben dem Windpark zeigt: Hier wird nicht nur erzeugt, hier wird auch lokal genutzt. Das ist politisch kommunizierbar.

Der plausible Transformationspfad — mit Speicher als Bindeglied

Die Frustration vieler Bürger über die Energiewende ist berechtigt: Anlagen werden gebaut, Strom fließt ab, Preise steigen trotzdem, und die Wärmeversorgung ist ungeklärt. Ein integriertes Konzept mit Speicher ändert das Bild: Wind/Solar erzeugen → Speicher puffern → Direktleitung liefert günstigen Strom an Großwärmepumpe oder Betriebe → Wärmenetz versorgt Quartiere → Immobilien gewinnen an Wert → Betriebe bekommen günstigere Energie → Netzausbau wird reduziert. Jedes Element macht das nächste wirtschaftlicher. Das ist keine Theorie — das ist der Weg, den Breuna mit eigenen Gemeindewerken, 28 MW Windpark, Großwärmepumpe und 26 km Wärmenetz bereits baut.

Planungsrechtlicher Rahmen: Was in Hessen gilt

Batteriespeicher sind bauplanungsrechtlich als Nebenanlagen zu EE-Projekten einzuordnen. Bei Co-Location am Erzeugerstandort gelten vereinfachte Genehmigungsverfahren. Für die Toolbox relevante Grundlagen:

Im Vorranggebiet: Speicher als Nebenanlage zum Windpark sind in der Regel mitgenehmigungsfähig (BImSchG-Verfahren)
Bei FF-PV: Speicher können im Bebauungsplan als Teil des Sondergebiets „Photovoltaik" festgesetzt werden
Netzdienlichkeit als Argument: RP Kassel (Markus Schäfer, Nordhessenkonferenz 2025): „Wer vor die Welle kommt, hat durchaus Einflussmöglichkeiten." Speicher, die das Netz entlasten, sind bei der Genehmigungsbehörde willkommen
§ 11 BauGB: Im städtebaulichen Vertrag kann die Errichtung eines Speichers als Bestandteil der Sektorenkopplung vereinbart werden

Praxisbeispiel: Hünfeld

Stadtwerke Hünfeld nutzen einen Batteriespeicher als kommunales Instrument gegen Strompreisschwankungen. Der Speicher wird direkt am Windpark betrieben (Co-Location), stabilisiert das lokale Netz und erzielt Erlöse aus der Vermarktung von Flexibilität. Für eine kleine Kommune ein konkreter Weg, die Energiewende wirtschaftlich zu machen.

Wärmenetze: Die Infrastruktur der Sektorenkopplung

Von der Quartierslösung bis zum ortsteilübergreifenden Netz — die richtige Dimensionierung hängt von der Siedlungsstruktur ab. Breuna plant 26 km Trassenlänge für ein warmes Netz (65°C am Kunden), gespeist durch eine 2 MW Großwärmepumpe mit Direktleitung vom Windpark. Investition 38 Mio. €, davon 16 Mio. € BEW-Förderung. Potenzial: 1.020 Objekte. Stabile Wärmepreise für Bürgerinnen und Bürger, Einnahmen für die Gemeindekasse.

Von Anfang an zusammen planen

Das Wichtigste: Speicher, Direktleitungen und Wärmenetze nicht nachträglich addieren, sondern von Anfang an ins Konzept integrieren. Wenn Sie heute einen Windpark planen, planen Sie den Speicher und die Leitung gleich mit — sonst fehlt Ihnen später die Infrastruktur für die günstige Wärmeversorgung und den Standortvorteil.

Vertiefung & Vorlagen

Netzbetreiber-Kooperation & Bündelung

Phase 2 · Planung & Umsetzung

Netzbetreiber als Partner — Bündelung schafft Planbarkeit Stand: Juni 2026

Der Netzausbau gilt als Engpass der Energiewende — er ist aber weniger ein technisches als ein Koordinations- und Anreizproblem. Statt vieler einzelner Anschlussbegehren bietet eine Kommune dem Verteilnetzbetreiber ein gebündeltes, planbares Profil — und macht ihn so vom Engpass zum Partner.

Die Ausgangslage ehrlich benennen

Zwei Dinge erschweren heute den zügigen, kosteneffizienten Netzausbau — und keines davon ist „Schuld" des Netzbetreibers. Erstens die Fragmentierung: In der Fläche agieren Vorhabenträger weitgehend isoliert. Jede Windfläche, jede PV-Anlage, jeder Speicher, jede neue Gewerbe- oder Wärmelast stellt ihr Anschlussbegehren einzeln, zu unterschiedlichen Zeitpunkten und ohne Kenntnis der anderen Vorhaben. Der VNB sieht damit kein konsolidiertes Bild, sondern einen Strom stochastischer Einzelanfragen — und dimensioniert im Zweifel auf Worst-Case oder verschiebt in die Warteschlange.

Zweitens ein bekannter regulatorischer Fehlanreiz — die CAPEX-OPEX-Asymmetrie: Netzausbau (CAPEX) geht in die regulatorische Kapitalbasis ein und wird verzinst; Flexibilitätsbeschaffung, netzdienliche Speicher als Dienstleistung oder digitale Lösungen (OPEX) erwirtschaften keine Rendite und schlagen in den Effizienzkennzahlen tendenziell negativ zu Buche. Selbst die gesamtwirtschaftlich günstigere Lösung ist für den VNB betriebswirtschaftlich oft unattraktiv. Das ist fachlich unbestritten — von der dena über Gutachten der Bundesnetzagentur bis zur Fachpresse.

Haltung gegenüber dem Netzbetreiber

Den Fehlanreiz klar benennen — aber als gemeinsam lösbares Strukturproblem, nicht als Schuldzuweisung. Niemand muss böswillig sein; der CAPEX-Bias erklärt das Verhalten vollständig. Die BNetzA adressiert die Asymmetrie für die 5. Regulierungsperiode (Strom 2029–2033) erstmals strukturell (pauschalierte WACC-Logik, ergänzender OPEX-Anpassungsmechanismus) — bis dahin bleibt der Anreiz wirksam. Das Ziel ist Kooperation: Die Kommune liefert Planbarkeit, der Netzbetreiber kann seine Netzausbaustrategie darauf ausrichten.

Das Zielbild: Bündelung als kommunale Gestaltungsaufgabe

Die Grundidee: Nicht jedes kleine Vorhaben verhandelt einzeln mit dem Netz, sondern ein kommunaler oder regionaler Akteur organisiert die Vorhaben zu einem gemeinsamen Anschluss- und Nutzungskonzept. Fünf Bausteine greifen ineinander.

1

Flächen- und Vorhabenbündelung

EE-Flächen (Wind, PV), Speicher und neue Lasten eines Raums werden räumlich und zeitlich zu einem gemeinsamen Netzanschlusskonzept zusammengefasst, statt N einzelne Anschlussbegehren zu erzeugen. Der VNB erhält ein konsolidiertes, aggregiertes Profil und kann seine Zielnetzplanung darauf ausrichten.

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Sektorkopplung Strom + Wärme am Netzknoten

Erzeugung und flexible Senke werden zusammen gedacht: Großwärmepumpen und Power-to-Heat für Wärmenetze, ggf. Elektrolyse, batterieelektrische Pufferung. Lokaler Verbrauch am Einspeisepunkt kappt Einspeisespitzen und reduziert die Netzbelastung — den eigentlichen Treiber des Ausbaubedarfs. Die kommunale Wärmeplanung ist das natürliche Integrationsinstrument.

3

Direktleitungen und Eigenverbrauchslösungen

Wo Erzeugung und Abnahme nah beieinanderliegen, kann eine Direktleitung (§ 3 Nr. 27 EnWG) das öffentliche Netz entlasten und Anschlussbedarf verschieben — besonders für industrielle Abnehmer, Elektrolyse oder Wärmeerzeugung. Die rechtlichen Grenzen sind zu beachten, das Entlastungspotenzial ist real (siehe Kasten unten).

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Nutzung bestehender Netzpotenziale

Vor dem Neubau steht die Frage nach freier oder reaktivierbarer Kapazität: Anschlusspunkte stillgelegter konventioneller Erzeugung, vorhandene Industrieanschlüsse, freie Umspannwerks- oder Trafokapazität (Brownfield-Netzknoten). Bündelung lohnt sich dort am stärksten, wo sie an vorhandene Infrastruktur andockt.

5

Netzdienliche Speicher als Dienstleistung

Speicher glätten Einspeise- und Lastspitzen und vermeiden Ausbaubedarf. Der VNB darf Speicher grundsätzlich nicht selbst betreiben (§ 7 Abs. 1 S. 2 EnWG; Ausnahmen nur über § 11b EnWG nach erfolglosem Markttest bzw. als vollständig integrierte Netzkomponente). Der gesetzliche Regelfall ist also ohnehin die Beschaffung als Dienstleistung am Markt (§ 11a EnWG) — genau hier können gebündelte, kommunal organisierte Speicherangebote ansetzen.

Der „Deal" für den Netzbetreiber

Bündelung ist nur wirksam, wenn sie dem VNB einen handfesten Vorteil verschafft. Aus dem aggregierten Konzept lassen sich Angebote ableiten, die seinen Investitions- und Planungsaufwand senken: planbare Profile statt Einzelanfragen; verbindliche Flexibilität (vertraglich zugesicherte Abregelbarkeit, § 11 Abs. 2 EnWG; steuerbare Lasten, § 14a EnWG); Co-Location von Last und Erzeugung; eine gestaffelte Realisierungs-Roadmap; Anker-Lasten (Wärmenetz, Elektrolyse) als verlässliche Grundlast; sowie Datenteilung und gemeinsame Planung. Der Kern: Die Kommune liefert Planbarkeit und Flexibilität und erhält dafür Geschwindigkeit und geringere Netzkosten.

Exkurs: Die Direktleitung aus Netzperspektive — rechtlich tragfähig, nicht unsolidarisch

Die Direktleitung nach § 3 Nr. 27 EnWG ist eine eigene, regulierungsfreie Form der Stromversorgung neben dem Netz der allgemeinen Versorgung, europarechtlich verankert (Art. 2 Nr. 41, Art. 7 RL (EU) 2019/944). Nach dem Schlussantrag der Generalanwältin beim EuGH vom 12.02.2026 (C-722/24, C-756/24) ist sie nicht auf Ausnahmefälle beschränkt, sondern als alternative Versorgungsform zulässig, solange der Strom ohne Netzdurchleitung fließt. Paralleler Netzanschluss bleibt zulässig, Restbezug aus dem Netz ist erlaubt und sogar gewollt, mehrere Abnehmer sind möglich, und der Überschuss bleibt förderfähig (§ 21b Abs. 2 S. 2 EEG 2023 n.F.). Vorbehalt: Das EuGH-Urteil steht noch aus.

Entsolidarisierungs-Einwand	Warum er hier nicht trägt
„Dem Netz wird Last und Entgeltbasis entzogen"	Der Anschluss bleibt und wird bezahlt: Vermieden wird nur der Arbeitspreis-Anteil für Strom, der physisch nie durch das Netz floss. Die Transportleistung erbringt die Direktleitung selbst, auf eigene Kosten.
„Bestehende Last wandert ab"	Es wandert keine Last ab — es entsteht neue: Elektrische Wärmeerzeugung ist Elektrifizierung zuvor fossiler Wärme, angesiedelt am sinnvollsten Ort (an der Erzeugung).
„Rosinenpickerei beim Förderregime"	Für direkt gelieferte Mengen wird keine EEG-Förderung beansprucht; der Vorteil entsteht aus vermiedener Netzdurchleitung, nicht aus Umgehung solidarischer Beiträge.

Je nach Konstellation: ein Gewinn für das Netz

Entscheidend ist die Flexibilität der Senke. Direktelektrische Wärmeerzeuger mit Wärmespeicher — und erst recht ein zusätzlicher Batteriespeicher — verwandeln die Direktleitung von einer reinen Bezugsleitung in ein steuerbares lokales Senken- und Speichersystem am Erzeugungsort. Daraus folgen konkrete Netzvorteile:

Lokaler Verbrauch der Einspeisespitzen: Was vor Ort in Wärme oder Speicher fließt, muss nicht durch das Hoch- und Höchstspannungsnetz abtransportiert werden.
Glättung am Netzverknüpfungspunkt — niedrigerer Bemessungsfall: Die speichergekoppelte Senke kappt Erzeugungsspitzen; die ins Netz eingespeiste Höchstleistung sinkt → potenziell aufgeschobener oder vermiedener Netzausbau.
Weniger Abregelung und Redispatch: Lokal verbrauchter Strom wird nicht abgeregelt und löst keinen Redispatch aus. Das senkt die solidarisch über Netzentgelte getragenen Systemkosten — das Gegenteil von Entsolidarisierung.
Preis- und systemdienliches Verhalten: Verbrauch bei Überschuss, Rückzug aus dem Speicher bei Knappheit — glättend auf Residuallast und Großhandelspreis.

Diese Vorteile sind kein Automatismus: Ausschlaggebend sind Dimensionierung von Wärmeerzeuger und Speicher sowie eine einspeise- bzw. netzorientierte Betriebsführung. Das eigentliche Hindernis ist der Anreizrahmen, nicht die Solidarität — die geglättete, planbare Lösung „rechnet" sich für den VNB im CAPEX-Rahmen bislang nicht. Genau hier setzt die Bündelung an: Sie liefert dem VNB einen geglätteten, planbaren Anschlussfall.

Handlungsempfehlungen für den Stakeholder-Dialog

Frühzeitig und gebündelt auftreten — eine kommunale/regionale Bündelungsstelle als zentraler Ansprechpartner statt vieler unkoordinierter Anfragen.
Ein gemeinsames Netzanschlusskonzept vorlegen — konsolidiertes Profil, Flexibilitätsoptionen, zeitliche Staffelung.
Wärmeplanung als Integrationsrahmen nutzen — sie verknüpft Strom-, Wärme- und Netzperspektive.
In „Deal"-Logik verhandeln — klar benennen, was die Kommune liefert (Planbarkeit, Flexibilität, Co-Location) und was sie erwartet (Tempo, niedrigere Anschlusskosten, Mitnutzung bestehender Potenziale).
Speicher-/Flexibilitätsleistung marktfähig anbieten — den Markttest nach § 11a EnWG als Chance verstehen.
Ein Pilot-/Reallaborprojekt vorschlagen — macht den Mehrwert messbar und übertragbar.

Grenzen und offene Fragen — ehrlich eingeordnet

Bündelung ist kein Allheilmittel. Der Regulierungsrahmen bleibt entscheidend (CAPEX-Restanreiz auch nach der 5. RP). Die Entflechtung begrenzt die VNB-Rolle bei Speichern. Direktleitungen entlasten, sind aber kein Ersatz für die öffentliche Netzanbindung. Und die Frage von Koordinationskosten und Ausfallrisiko — wer trägt den Aufwand, wenn einzelne Vorhaben nicht realisiert werden? — ist vertraglich vorab zu klären. Diese Punkte sind keine Argumente gegen Bündelung, sondern markieren, wo kommunales Handeln auf regulatorische Weiterentwicklung und belastbare Vereinbarungen angewiesen bleibt.

PDF

Handlungsempfehlung „Planbarer Netzausbau durch Bündelung" Stand Juni 2026

Öffentliche Fassung inkl. Schemagrafik (fragmentiert vs. gebündelt) — als Download für VNB-Gespräche und Gremien. Wird bei Bedarf aktualisiert.

⬇ PDF folgt

Platzhalter — zum Aktivieren später die Datei kompass_netzbuendelung_stand.pdf hinterlegen und den Link freischalten.

Gemeinsam planbar machen

Die LEA Hessen begleitet Kommunen beim strukturierten Dialog mit Verteilnetzbetreibern — von der Datengrundlage über das Bündelungskonzept bis zur Roadmap, inkl. Muster-Netzanschlusskonzept und moderiertem VNB-Kommunen-Dialogformat. solar@lea-hessen.de

Wärmenetze umsetzen

Phase 2 · Planung & Umsetzung

Wärmenetze umsetzen: Prozess, Betreibermodelle und Hilfen

Der Wärmeplan ist nur der Anfang – entscheidend ist die Umsetzung. Die IÖW-Reihe „Suburbane Wärmewende" (drei Infoblätter, BMWE-gefördert, Fallbegleitung Gemeinde Weyhe) liefert dafür praxisnahe Handreichungen. Hier gebündelt und mit den LEA-Hilfen verzahnt.

Vom Wärmeplan zum Wärmenetz (Infoblatt 1)

Nach dem Wärmeplanungsgesetz müssen alle Kommunen bis 1. Juli 2028 einen Wärmeplan vorlegen, Kommunen ab 50.000 Einwohnenden bis Mitte 2026. Die Umsetzung ist ein eigenes, mehrjähriges Projekt:

Phase	Dauer	Kernaufgaben
Initiierung	–	Versorgungsgebiet identifizieren, oft getragen von einem „Kümmerer"
Planung	mind. 2 Jahre	Quartiersanalyse, BEW-Förderung (Modul I), Betreibermodell, Flächen, Machbarkeit, Wärmepreis, Akquise, Verträge
Bau	mind. 1 Jahr	Bauleistungen lokal ausschreiben, Baubeginn, Anlaufstelle
Betrieb	laufend	Inbetriebnahme, Optimierung, Ausbau und Nachverdichtung

Vorbereitung: Erfolgsfaktoren der dena

Die dena hält in ihrer Handreichung zur Vorbereitungsphase der Wärmeplanung fest, dass über den Erfolg vor allem die ersten Schritte entscheiden – die interne Organisation und die frühe Akteursbeteiligung. Verdichtet:

Die Gemeinde führt, die Spitze trägt. Die Kommune koordiniert den Gesamtprozess; politische Rückendeckung durch die (Ober-)Bürgermeisterin von Anfang an ist entscheidend.
Projektleitung in der Verwaltung. Ein fachübergreifendes Kernteam ist der Dreh- und Angelpunkt – idealerweise fachlich qualifiziert, kommunikationsstark, vernetzt und durchsetzungsfähig.
Interkommunal denken. Landkreis und Nachbargemeinden früh ansprechen – das erschließt mehr Flächen für Erzeugung und teilt knappe Personalkapazitäten.
Akteursanalyse zu Projektbeginn. Relevante Akteure – Stadtwerke, Industrie, Handwerk – identifizieren, ihre Bedarfe erfassen und in einer Steuerungs- oder Facharbeitsgruppe einbinden.
Öffentlichkeit früh und transparent informieren. Den Mehrwert kommunizieren – Transparenz schafft Akzeptanz und Vertrauen.
Finanzierung klären. Konnexitätszahlungen bei Pflichtkommunen, Kommunalrichtlinie und Landesförderung ohne Pflicht, KfW-Programm 432 auf Quartiersebene.

Nach: dena/KWW (2023), „Erste Schritte in der Kommunalen Wärmeplanung". Paraphrasiert.

Erfolgsfaktoren aus der Praxis

Anschlussquote ist alles. Haus-zu-Haus-Besuche und Kellerbegehungen statt einzelner Infoabende; mehrstufiges Verfahren (Interessens-Fragebogen, dann gezielte Besuche).
Kritische Akteure früh einbinden. Das Heizungshandwerk gewinnt man über neue Geschäftsfelder (Wartung der Hausübergabestationen).
Parallelprozesse nutzen. Tiefbau mit Glasfaser/Abwasser koppeln, Leerrohre verlegen, Abwasser-Wärmepumpe mitdenken.
Flächen früh sichern – kommunale Flächen für Heizzentrale und Erzeuger sind ein großer Vorteil.

Wichtig für die Argumentation

Auch jenseits ausgewiesener Eignungsgebiete kann ein Netz wirtschaftlich sein. Die Wärmeliniendichte allein entscheidet das nicht – im ländlichen Raum sind die Trassenkosten oft deutlich niedriger, und günstige Quellen oder ein nicht renditegetriebenes Betreibermodell können ein Netz auch unter 500 kWh/Trassenmeter pro Jahr tragfähig machen.

Wer baut und betreibt? Betreibermodelle (Infoblatt 2)

Modell	Stärke	Grenze
Eigentumsmodell (Stadtwerk)	volle Steuerung, günstige Kommunalkredite	Aufwand und unternehmerisches Risiko
Pachtmodell	Eigentum bleibt, geringeres Risiko	weniger Gestaltungsspielraum je nach Vertrag
Partnerschaftliches Modell (ÖPP)	Kapital und Know-how plus Einfluss	Interessenkonflikte, Koordination
Drittinvestorenmodell	kein Aufwand für die Kommune	kaum Kontrolle, Profitorientierung

Schlüssel zur kommunalen Steuerungshoheit: eine Sperrminorität – über mehr als 25 Prozent der Anteile oder vertraglich gesicherte Mitspracherechte. Das ist zugleich die praktische Antwort auf das Einflussproblem der Genossenschaft („ein Mitglied – eine Stimme"). Die kommunale AöR (Weg von Bad Bergzabern) ist die hier nicht vertiefte, aber gleichwertige Ergänzung; das Pachtmodell mit einer Bürgerenergiegenossenschaft entspricht der Sprakebüll-Logik.

Die dena schärft diese Frage mit einer analytischen Doppelachse: Zu trennen sind die Aufgabe der Investition in Erzeugung und Netzinfrastruktur und die Aufgabe des Betriebs von Erzeugerpark und Wärmenetz. Beide lassen sich unterschiedlich auf Bürgerenergiegenossenschaften, private sowie kommunale oder mehrheitlich kommunale Versorger verteilen – die jeweilige Kombination ergibt das konkrete Betreibermodell. So wird sichtbar, dass die Kommune Eigentum sichern kann, ohne den Betrieb selbst stemmen zu müssen.

Praxisbeispiele: Steinheim an der Murr (100 % städtische GmbH), Östringen (gestufte Pacht an Anschlussquote), Gettorf; europäisches Vorbild ist das französische SEMOP-Modell. Das Fallbeispiel der Reihe ist die Gemeinde Weyhe (Ortskern Leeste).

Verzahnung mit den LEA-Hilfen

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LEA Kommunale Wärmeplanung

Pflichtrahmen (WPG, Fristen) · lea-hessen.de/kommunen/kommunale-waermeplanung

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Wärmewende Forum Hessen

interkommunaler Austausch – genau das „Know-how aufbauen" des IÖW

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LEA-Wärmeprojekt-Rechner

Wirtschaftlichkeit und resultierender Wärmepreis

Drei Sätze für die Praxis

Der Wärmeplan ist die Eintrittskarte, nicht das Ziel. Über die Anschlussquote entscheidet sich alles – die meisten Kapazitäten fließen in Akquise und Vertrauen, nicht in die Technik. Mit einer Sperrminorität behält die Kommune die Steuerung, auch wenn Private Kapital einbringen.

Phase 3 · Finanzierung & Wirtschaftlichkeit · Übersicht

Was bringt es Ihrer Kommune?

Projekte müssen sich rechnen — für die Kommune und die Bürgerinnen und Bürger. 91 Prozent der Wind-Standortkommunen berichten von Einnahmen. Aber nur zwei Drittel rufen die ihnen zustehenden § 6 EEG-Zahlungen ab.

Für die Gremienarbeit

Zu dieser Phase stellt die LEA Hessen vorbereitete Beschluss- und Vertragsvorlagen bereit — vom Grundsatzbeschluss bis zum Mustervertrag für Verhandlungsmandate. Dieser Abschnitt eignet sich auch als Vorlage für Ihre Sitzungsunterlage; bei interkommunaler Zusammenarbeit teilen Sie ihn einfach mit den Nachbarkommunen. Kontakt: buergerforum@lea-hessen.de

Die regionale Wertschöpfung durch Erneuerbare könnte sich bis 2033 auf rund 12,4 Milliarden Euro jährlich erhöhen. In aktiven Landkreisen lassen sich bis zu zehn Prozent des Wirtschaftswachstums auf den EE-Ausbau zurückführen. Voraussetzung: stärkere lokale Beteiligung.

💰 Wertschöpfung & Beteiligung

Die echten Hebel — Beteiligung, Bodenwert, Direktbelieferung

📊 Wirtschaftlichkeit Strom & Wärme

Direktvermarktung, PPA, Wärmegeschäftsmodelle, Rentabilität

🏦 Finanzierung & Energiefonds

WIBank, KfW 432, BEW, Klimarichtlinie — und der Energiefonds

WIBank-Nachrangkapital: Der hessische Schlüssel zur Eigenkapitalfrage

Hessen stellt über den EnergieFonds (WIBank) bis zu 1 Mrd. € bereit, um die Eigenkapitalbasis kommunaler Energieversorger zu stärken. Nachrangkapital wird wirtschaftlich wie Eigenkapital behandelt — das verbessert die Bilanz und öffnet den Zugang zu günstigen Krediten. Konditionen: bis 30 % der Investitionskosten, max. 100 Mio. € pro Unternehmen, bis 30 Jahre Laufzeit, 100 % Landesbürgschaft. Antragsberechtigt: kommunale Versorger und Stadtwerke mit Sitz/Tätigkeit in Hessen. Besonderheit: Das Versorgungsunternehmen entscheidet selbst, nur ein positiver Beschluss der Trägerkommune ist nötig. Mehr erfahren

Phase 3 · Finanzierung & Wirtschaftlichkeit

Wirtschaftlichkeit Strom

Wie rechnen sich Wind- und Solarprojekte heute — und welche Hebel verbessern das Ergebnis für Ihre Kommune?

Wirtschaftlichkeit Strom

Mit sinkenden EEG-Zuschlägen wird die reine Netzeinspeisung weniger attraktiv. Die wirtschaftlich besseren Wege:

Direktvermarktung: Strom wird über einen Direktvermarkter an der Börse verkauft. Marktprämie gleicht Differenz zum anzulegenden Wert aus. Mehrerlöse von 3–5 % gegenüber fester Vergütung möglich.
PPA (Power Purchase Agreement): Langfristiger Stromliefervertrag mit einem Großabnehmer. Planbare Erlöse über 10–20 Jahre, unabhängig vom EEG.
Direktbelieferung über Direktleitung: Höchster Mehrwert — netzentgeltbefreit, günstiger Preis für lokalen Abnehmer, stabiler Erlös für Erzeuger.
Speichervermarktung: Erlöse aus Regelenergie und Arbitrage (günstig speichern, teuer einspeisen).

Die Hebel, durchgerechnet

Warum sich das Gesamtkonzept rechnet, lässt sich beziffern. Vier Hebel wirken auf verschiedene Kostenblöcke gleichzeitig — keiner allein trägt, erst der Verbund:

Hebel	Mechanik	Größenordnung (Modellrechnung)
Kapitalkosten	Kommunalkredit (~3–4 %) statt externer Eigenkapitalrendite (7–10 %); Wind und PV bestehen zu ~80–90 % aus Kapitalkosten	Strom rund 20–30 % günstiger — das WIBank-Nachrangkapital verstärkt den Effekt
Wärmepumpen-Hebel (COP)	1 kWh lokaler Strom wird zu 3–4 kWh Wärme	Wärme-Energiekosten ~2 ct/kWh (lokaler Strom) statt ~8 (Netzstrom) oder ~10 (Gas, steigend)
Wärmepreis voll (LCOH)	Der Netzinvest dominiert — wird aber von der billigen Energieseite getragen	~11 ct/kWh, stabil. Mit Netzstrom statt lokalem Konzept ~16 — dann nicht tragbar; Gas ~11→15, steigend
Doppelnutzen Direktstrom	Strom an einen lokalen Betrieb statt in die Einspeisung	Betrieb spart ~12 ct/kWh, das Projekt verdient ~7 ct/kWh mehr als über das EEG

Die zentrale Aussage

Trotz hoher Netzinvestition bleibt der Wärmepreis niedrig und auskömmlich — weil die Energieseite aus lokalem Strom fast nichts kostet und nicht mit dem CO₂-Preis steigt. Ohne dieses Konzept lässt sich die Wärmewende wirtschaftlich kaum darstellen. Der Netzinvest ist also kein Gegenargument, sondern tragbar gemacht durch die günstige Energie.

Interaktive Kalkulationshilfe

Diese Größenordnungen lassen sich in der begleitenden Kalkulationshilfe „Das Strom-Wärme-Gesamtkonzept" mit eigenen Annahmen durchrechnen — Stromgestehung (WACC), Wärmepreis inklusive Netzinvest und Speicher, Doppelnutzen und regionale Wertschöpfung. Es handelt sich um Modellrechnungen zur Veranschaulichung der Hebel, nicht um eine projektbezogene Wirtschaftlichkeitsberechnung.

Vertiefung & Vorlagen

Förderung & Zuschlagswerte

Phase 3 · Finanzierung & Wirtschaftlichkeit

Aktuell: Förderung & Zuschlagswerte Wind und PV Stand: Juni 2026

Für Pacht-, Beteiligungs- und Konzeptverhandlungen ist entscheidend, welche Vergütung ein Projekt überhaupt erzielen kann. Sie ergibt sich aus den EEG-Ausschreibungen — und der Trend ist eindeutig: Die Zuschlagswerte sinken, der Wettbewerb steigt. Das verschiebt Verhandlungsspielräume und macht überhöhte Pachtversprechen zunehmend unrealistisch.

Warum dieser Abschnitt aktuell gehalten wird

Höchstwerte werden jährlich von der Bundesnetzagentur festgelegt, Zuschlagswerte ändern sich mit jeder Ausschreibungsrunde (Wind: viermal, Solar mehrmals jährlich). Die folgenden Werte sind der Stand Frühjahr 2026 — für die Wirtschaftlichkeitsrechnung eines konkreten Projekts ist die jeweils jüngste Runde zu prüfen.

Wer muss in die Ausschreibung?

Anlagentyp	Ausschreibungspflicht	Unterhalb der Schwelle
Wind an Land	Praktisch alle Projekte (> 1 MW)	—
PV-Freifläche	ab 1 MWp	feste Einspeisevergütung / Marktprämie
PV-Dach / Lärmschutzwand	ab 1 MWp (2. Segment)	feste Vergütungssätze nach EEG

Wer nicht ausschreiben muss (z. B. Bürgerenergie-, Dach- oder kleinere Freiflächenanlagen), erhält den „anzulegenden Wert" — bei größeren förderfähigen Anlagen abgeleitet aus den Zuschlägen des Vorjahres (§ 48 EEG). Die Ausschreibungswerte sind damit auch für nicht ausschreibungspflichtige Anlagen der Maßstab.

Höchstwerte 2026 (Gebotsobergrenze)

Segment	Höchstwert 2026	Vorjahr
Wind an Land	7,25 ct/kWh (−1,36 %)	7,35 ct/kWh
PV-Freifläche (1. Segment)	gesetzlicher Höchstwert, gleitend aus den letzten drei Runden (zuletzt ~5,8 ct/kWh)	—
PV-Dach / Lärmschutzwand (2. Segment)	10,00 ct/kWh	10,40 ct/kWh
Innovationsausschreibung	7,13 ct/kWh	unverändert

Der Höchstwert beim Wind ist ein Referenzwert für den Standardstandort: Über das Referenzertragsmodell wird der individuelle Anspruch je nach Standortgüte mit einem Korrekturfaktor auf- oder abgewertet. Schwächere Standorte erhalten einen Zuschlag, sehr gute einen Abschlag.

Tatsächliche Zuschlagswerte (jüngste Runden)

Segment	Ø mengengewichteter Zuschlag	Spanne	Runde
Wind an Land	5,54 ct/kWh	Trend 6,83 → 6,57 → 6,06 → 5,54 (Mai 25 → Feb 26)	Februar 2026
PV-Freifläche	4,94 ct/kWh	3,99 – 5,10 ct/kWh	März 2026
PV-Dach / Lärmschutzwand	9,56 ct/kWh	7,88 – 10,00 ct/kWh	Februar 2026

Der Wind-Zuschlag von 5,54 ct/kWh (Februar 2026) ist der niedrigste Wert seit 2018 und liegt klar unter dem Höchstwert — Folge von sieben überzeichneten Runden in Folge. PV-Freifläche ist mit knapp 5 ct/kWh die günstigste Erzeugung überhaupt. PV-Dachanlagen liegen deutlich höher (knapp 9,6 ct/kWh) und waren zuletzt sogar unterzeichnet — hier ist der Wettbewerb schwächer und der Spielraum größer.

Was das für die Kommune heißt

Überhöhte Pachtversprechen sind ein Warnsignal. Wenn Zuschlagswerte sinken, schrumpft der Spielraum für Pacht. Wer trotzdem Spitzenpachten verspricht, kalkuliert riskant — oder hält es später nicht. Das stützt die Linie „Konzept statt Höchstpacht".
Die Verhandlungsmacht verschiebt sich zur Kommune. Sinkende Renditen erhöhen den Wert einer guten, gesicherten Fläche und eines tragfähigen Gesamtkonzepts — genau der Hebel des Kompass.
PV-Freifläche ist der Kosten-Anker. Mit ~5 ct/kWh das günstigste Standbein eines integrierten Konzepts — ideal für Direktversorgung und Sektorenkopplung.
Die Förderlandschaft ändert sich ab 2027. Die beihilferechtliche Genehmigung des aktuellen EEG-Förderinstruments läuft Ende 2026 aus; ein neuer Investitionsrahmen (CfD/Flexibilität) ist in Vorbereitung. Langfristige Projekte sollten diesen Übergang einkalkulieren — Details im Baustein EEG 2027 — aktueller Stand.

Drei Sätze für die Praxis

Erstens: Die erzielbare Vergütung ist gedeckelt und sinkt — Wirtschaftlichkeit entsteht über Konzept und Sektorenkopplung, nicht über die Pachthöhe. Zweitens: Eine gesicherte, gut erschlossene Fläche ist bei sinkenden Renditen mehr wert denn je. Drittens: Vor jeder Verhandlung die jüngste Ausschreibungsrunde prüfen — die Werte bewegen sich quartalsweise.

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Zusammenfassung „Förderung & Zuschlagswerte" Stand Juni 2026

Kompakte Übersicht der aktuellen Höchst- und Zuschlagswerte als Download für Verhandlungen und Gremien. Wird mit jeder relevanten Ausschreibungsrunde aktualisiert.

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Platzhalter — zum Aktivieren später die Datei kompass_foerderung_zuschlagswerte_stand.pdf hinterlegen und den Link freischalten.

Quellen: Bundesnetzagentur (Ausschreibungsergebnisse und Höchstwert-Festlegungen 2026), Branchenverbände BWE/BDEW/BSW. Werte gerundet, Stand der jeweils letzten veröffentlichten Runde im Frühjahr 2026.

EEG 2027 — aktueller Stand

Phase 3 · Finanzierung & Wirtschaftlichkeit

EEG 2027 — aktueller Stand Stand: Juni 2026 · Entwurf

Das Fördersystem wird grundlegend umgebaut: weg von der festen Einspeisevergütung, hin zum zweiseitigen Differenzvertrag (CfD) mit Refinanzierungsbeitrag. Diese Seite fasst den aktuellen Diskussionsstand zusammen — bewusst als lebendes Dokument, das wir bei jeder Entwurfsfassung aktualisieren.

Arbeitsstand — kein Rechtsrat

Die folgenden Aussagen beruhen auf dem Referentenentwurf (Frühjahr 2026) und sind im parlamentarischen Verfahren noch in Bewegung — besonders bei den CfD-Parametern und der Abschöpfungsmechanik. Hintergrund ist die bis Ende 2026 auslaufende beihilferechtliche Genehmigung des aktuellen Fördersystems. Für belastbare, mandatsbezogene Aussagen bitte stets die jeweils aktuelle Fassung prüfen. Diese Seite dient der Orientierung, nicht der Rechtsberatung.

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Zusammenfassung zum aktuellen Stand Stand Juni 2026

Kompakte Übersicht „EEG 2027 — Veräußerungsformen, Refinanzierungsbeitrag & Direktleitung" zum Download für Gremien und Projektgespräche. Wird bei jeder neuen Entwurfsfassung ausgetauscht.

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Platzhalter — zum Aktivieren später die Datei kompass_eeg2027_stand.pdf hinterlegen und den Link freischalten.

Der Paradigmenwechsel in einem Satz

Die fixe Einspeisevergütung für Neuanlagen entfällt; an ihre Stelle treten der zweiseitige Differenzvertrag (CfD) mit Erlösabschöpfung über den Refinanzierungsbeitrag sowie — als förderfreie Veräußerungsform — die Netzbetreiberabnahme zum Marktwert. Für kleine Anlagen wird die Förderung spürbar enger; für netzferne Direktlieferung über eine Direktleitung wird das System relativ attraktiver.

Veräußerungsformen nach Leistungsklasse

Das Menü der Vermarktungswege staffelt sich künftig klar nach installierter Leistung.

Leistungsklasse	Förder-/Vermarktungsweg	Abschöpfung (Refinanzierungsbeitrag)
< 25 kW	Kein Anspruch auf Marktprämie. Nur förderfreie Netzbetreiberabnahme (befristete Marktwertdurchleitung 2027 < 25 kW, 2028 < 10 kW) oder Direktlieferung/Eigenversorgung	—
25 – < 100 kW	Geförderte Direktvermarktung / Marktprämie (einheitlich bis 1 MW)	Ohne Abschöpfung
≥ 100 kW	Marktprämie plus CfD	Refinanzierungsbeitrag (§ 20a) — greift, wenn Markterlöse über dem anzulegenden Wert liegen
Sonstige Direktvermarktung (PPA, § 21a)	Ungefördert, netzgebunden	Ab 100 kW ebenfalls RB-pflichtig — kein Abschöpfungs-Schlupfloch mehr
Direktleitung / Eigenversorgung	Netzfern, ungefördert; Überschuss förderfähig	Kein RB für die durchgeleitete Menge (keine Einspeisung = keine Abschöpfung)

Refinanzierungsbeitrag & CfD — die Abschöpfungslogik

Der Refinanzierungsbeitrag nach § 20a (Entwurf) knüpft tatbestandlich an „erzeugt und ins Netz eingespeist" an — er folgt der eingespeisten Menge, nicht dem Vertragstyp. Daraus folgt zweierlei: Wer in Hochpreisphasen aus der geförderten in die sonstige Direktvermarktung wechselt, entgeht der Abschöpfung künftig nicht mehr (§ 21a Abs. 2). Und: Für physisch netzfern durchgeleiteten Strom (echte Direktleitung) läuft die Abschöpfung ins Leere, weil keine Einspeisung erfolgt.

Opt-out & Wechsel — was sich verengt

Das bisherige monatliche „Rosinenpicken" zwischen Veräußerungsformen wird systematisch geschlossen: Betreiber sollen sich binnen sechs Monaten nach Inbetriebnahme für oder gegen die Förderung erklären (§ 19 Abs. 2, Eintrittswahl statt freiem Spiel). Der einmalige, unwiderrufliche Opt-out nach § 20b (bis Ende des zehnten Jahres nach Inbetriebnahme) ist der einzige strukturell bedeutsame formale Ausstieg. Die kurzfristige Ausfallvergütung entfällt für Neuanlagen. Der Mieterstromzuschlag (§ 21 Abs. 3) bleibt als einzige Förderung der Direktlieferung selbst erhalten — auch unter 25 kW.

Was das für kommunale Projekte bedeutet

Für typische Anlagengrößen hinter einer Direktleitung (Dach-PV, kleinere Aufdach-Cluster) kollabiert die geförderte Schiene weitgehend — die Wertschöpfung wandert auf die Verbraucherseite: Die direkt durchgeleitete kWh spart Netzentgelte, Konzessionsabgabe und Umlagen, oft mehr als jede verbliebene Marktprämie. Für größere Wind-/PV-Projekte mit Industrie- oder Wärmeabnahme bleibt das Überschussmodell (geförderter Netzüberschuss + ungeförderte Direktlieferung) der Standardweg. Der Preis der Direktlieferung: Sie werden zum Lieferanten mit Mess-, Bilanzierungs- und Stromsteuerpflichten.

Vertiefung im Kompass: Die technische und vertragliche Seite — Direktleitung, Co-Location, lokale Nutzung — behandelt der Baustein Stromnetze, Speicher & Direktleitung; die Vermarktung für Unternehmen der Baustein Grünstrom & PPA.

Offene Punkte (Stand des Entwurfs)

CfD-Parameter und Abschöpfungsmechanik sind im Detail nicht final; in der Synopse gab es Unstimmigkeiten zum Korridor.
Beihilferechtliche Genehmigung der EU steht aus (Frist Ende 2026).
SPD-seitig sind Teile umstritten — eine geänderte Fassung beim Inkrafttreten ist wahrscheinlich.
Die „erzeugt-und-eingespeist"-Anknüpfung ist durchgängig formuliert und EU-strommarktrechtlich getragen (Art. 19d VO 2019/943) — eine Ausweitung auf netzfern durchgeleiteten Strom wäre systematisch ein Bruch, gilt aber nicht als wahrscheinlicher Pfad.

Aktualisierung & Rückfragen

Diese Seite wird mit jeder relevanten Entwurfsfassung fortgeschrieben; die hinterlegte PDF gibt jeweils den dann gültigen Stand wieder. Fragen zur Einordnung im konkreten Projekt: solar@lea-hessen.de

Stromabnahme: PPA & Energy Sharing

Phase 2 · Planung & Umsetzung

Stromabnahme: PPA, Bilanzkreis & Energy Sharing Stand: Juni 2026

Wie kommt der lokal erzeugte Strom zu lokalen Abnehmern — und wie bleibt die Wertschöpfung vor Ort? Diese Seite ordnet die Stromabnahme-Instrumente: PPA-Strukturen und ihre Risikoverteilung, das kommunale Bilanzkreismodell mit Praxisbeispielen, sowie eine Bewertung von Energy Sharing (§ 42b/§ 42c EnWG). Sie ergänzt die Direktleitung um die vertragliche und bilanzielle Seite.

PPA — zwei Achsen, die oft vermischt werden

Ein Power Purchase Agreement (PPA) ist ein langfristiger, bilateraler Stromliefervertrag. Seine Struktur lässt sich am klarsten über zwei getrennte Achsen verstehen: den Lieferweg (physisch oder finanziell) und die Mengen-/Profilstruktur (wer das Mengenrisiko trägt). Beides wird häufig in einen Topf geworfen, ist aber zweierlei.

Achse 1 — Lieferweg

Struktur	Mechanik	Kennzeichen
On-site / Direktleitung (physisch, direct wire)	Erzeuger liefert direkt am Verbrauchsort, ohne öffentliches Netz (§ 3 Nr. 27 EnWG)	Netzentgelte, Konzessionsabgabe, viele Umlagen und Stromsteuer entfallen → stärkste Wirtschaftlichkeit. Der Direktleitungs-Baustein des Kompass.
Sleeved PPA (physisch übers Netz)	Erzeuger verkauft an den Abnehmer; ein Versorger („Sleever") nominiert den Strom über das Netz an die Abnahmestelle	Dreiparteien-Konstrukt gegen Sleeving-Gebühr. Der Versorger gleicht das Profil aus und beschafft Reststrom — genau die kommunale Bilanzkreis-Rolle (s. u.).
Virtual / synthetic PPA (vPPA)	Rein finanziell: Erzeuger speist in den Großhandel ein, die Differenz Strike- vs. Spotpreis wird verrechnet (CfD-Logik); Herkunftsnachweise separat	Keine physische Lieferung. Käufer und Verkäufer müssen nicht im selben Netz oder Land sein. Bilanziell als Derivat zu behandeln.

Achse 2 — Mengen- und Profilstruktur (die eigentliche Risikoverteilung)

Pay-as-produced: Der Abnehmer nimmt exakt ab, was die Anlage erzeugt. Günstigster Preis, aber der Käufer trägt das Profilrisiko und muss bei Unterdeckung am Spotmarkt zukaufen. Üblich ist eine zugesagte Mindestverfügbarkeit.
Baseload / Firm: konstanter Lieferblock. Das Abweichungsrisiko liegt beim Verkäufer — er muss Mehrmengen veräußern oder Fehlmengen beschaffen. Dafür höherer Preis.
Pay-as-nominated: Lieferung gegen Fahrplan, Abweichungen nach festen Regeln ausgeglichen.
Preis-Bausteine quer dazu: Fixpreis, gestaffelt, indexiert oder Discount-to-Market — meist mit Floor (Untergrenze) als Schutz gegen Kannibalisierung und steigende Negativpreisstunden, oft auch Cap/Collar und Pönalen.

Profilrisiko ist real, nicht theoretisch

In Deutschland steigt die Zahl der Negativpreisstunden, und ein wachsender Anteil der EE-Einspeisung wird abgeregelt oder redispatcht. Phasen hoher EE-Produktion drücken den Preis (Kannibalisierung) — wer ein Erzeugungsprofil ohne passende Last oder Speicher abnimmt, kauft Reststrom oft genau dann teuer zu, wenn der PPA wenig liefert. Profil- und Ausgleichsenergiekosten gehören deshalb von Anfang an in die Rechnung.

Die wichtigsten Fragen — beide Seiten des Deals

Ein PPA verschiebt Risiken. Wer ihn freigibt, sollte vorab schriftlich beantworten:

Abnehmer / Offtaker (Kommune, Stadtwerk, Industrie, Rechenzentrum)

Lastanteil: Welchen Anteil der Jahreslast wirklich absichern? Preis- von Mengenrisiko trennen.
Profil-Match: Passt das Erzeugungsprofil zum Verbrauch? Grundlastabnehmer (RZ, Industrie) profitieren von Fixpreis plus klarem Shaping.
Reststrom & Ausgleich: Wer beschafft Fehlmengen, zu welchem Preis?
Gegenpartei: Bonität und Sicherheiten über die gesamte Laufzeit?
Herkunftsnachweise / Scope 2: gebündelt geliefert? Physisch vs. vPPA — Deliverability-Anforderungen beachten.
Bindung & Regulierung: Passt ein 10–20-Jahres-Vertrag zur Strategie? Ändern Netzentgelte/Beihilfen den Referenzfall? Nicht isoliert, sondern gegen Alternativen mit gleichem Zeithorizont rechnen.

Erzeuger / Verkäufer (Projektierer, Regionalwerk, BEG)

Bankability: Trägt der PPA die Projektfinanzierung? PPA-Finanzierung braucht höheren Eigenkapitalanteil als EEG (siehe Eigenkapital).
Preisniveau & Floor: Deckt der Preis LCOE plus Schuldendienst? Floor gegen Negativpreise/Kannibalisierung.
Mengenrisiko: Bei Baseload muss er firmen (teurer Spot-Zukauf bei Flaute); welche Mindestverfügbarkeit ist zusagbar?
Laufzeit-Matching: Regelfall 20 Jahre; dazu das Merchant-Tail-Risiko nach PPA-Ende.
EEG-2027-Bezug: Ungeförderter Strom läuft als sonstige Direktvermarktung (§ 21a); bei echter Direktleitung kein Refinanzierungsbeitrag auf die durchgeleitete Menge (siehe EEG 2027).

Das kommunale Bilanzkreismodell — der Strom „kommt tatsächlich an"

Hinter Regionalstrom steckt ein Bilanzkreis: Sämtliche Erzeuger und Verbraucher werden bilanziell zusammengefasst. Bindet ein Stadtwerk oder Regionalwerk seine lokalen Anlagen in den eigenen Bilanzkreis ein und beliefert daraus seine Kund:innen, kann es zusichern, dass der vor Ort erzeugte Strom auch bilanziell bei den lokalen Abnehmern ankommt — der Reststrom (Flaute, Wartung) wird ergänzt. Das ist die kommunale Variante des „Sleeving": Das Stadtwerk übernimmt Bilanzkreis, Prognose, Spotmarktzugang und Reststrombeschaffung.

Kommunales Beispiel	Was es zeigt
Stadtwerke Speyer — Regionalstrom	Windpark Hatzenbühl + fünf PV-Anlagen im eigenen Bilanzkreis, 50-km-Umkreis. Überschuss-Solarstrom seit 2023 als Regionalstrom für Bürger:innen.
Stadtwerke Detmold — Windstrom im eigenen Bilanzkreis	Lokale Erzeugung wird in die eigenen Bilanzkreise integriert und vermarktet — besonders für den Weiterbetrieb nach Auslaufen der EEG-Vergütung (Ü20). Braucht Windprognosen, Spotmarktzugang, hochverfügbare IT.
Stadtwerke Tübingen — Direktbelieferung	Beliefert Universität und Uniklinikum direkt mit eigenem Ökostrom aus dem Solarpark — kommunaler Anker-Abnehmer.
Stadtwerke Arnsberg / Bonn	Regionalstrom zu 100 % aus 50-km-Radius bzw. unter Einbindung eines genossenschaftlichen Windparks — Bilanzkreis als Wertschöpfungs- und Akzeptanzinstrument.
BEG Freising — Bürger-Strom	Eine Bürgerenergiegenossenschaft liefert Wind- und Solarstrom aus dem Landkreis direkt in den Bilanzkreis ihrer Bürger-Strom-Kund:innen — BEG als Lieferantin.

Ehrlich eingeordnet

Regionalität entsteht meist über die anteilige Einbindung von Anlagen in den Bilanzkreis aus der sonstigen Direktvermarktung; die Grünstromeigenschaft bleibt über Herkunfts-/Regionalnachweise (Regionalnachweisregister) erhalten und darf in der Stromkennzeichnung ausgewiesen werden. Wirtschaftlich ist das anspruchsvoll: Die Erzeugungskosten liegen meist über dem Börsenpreis, weshalb regionale Direktvermarktung oft nur über entgegenkommende Verträge mit dem lokalen Stadtwerk kostendeckend wird. Der Mehrwert liegt zunächst in Wertschöpfung, Kundenbindung und Akzeptanz — nicht im kurzfristigen Margenvorteil.

Energy Sharing & gemeinschaftliche Versorgung — § 42a/b/c EnWG bewertet

Parallel zum PPA gibt es drei gesetzliche Wege, lokal erzeugten Strom zu teilen. Sie unterscheiden sich fundamental in Reichweite, Netzentgelten und Aufwand.

Modell	Reichweite	Netzentgelte	Kurz
Mieterstrom (§ 21 EEG)	im Gebäude/Quartier	reduziert + Zuschlag	Höhere Erlöse, aber volle Lieferantenpflichten.
Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung — GGV (§ 42b EnWG, seit Solarpaket I 05/2024)	nur innerhalb der Kundenanlage des Gebäudes	keine (Strom verlässt das Netz nicht)	Schlanke Variante: kein Energieversorgerstatus, keine Netzentgelte — aber kein Zuschlag und nicht über die Grundstücksgrenze.
Energy Sharing (§ 42c EnWG, seit 22.12.2025; VNB-Pflicht ab 01.06.2026)	über das öffentliche Netz, ganzes Bilanzierungsgebiet (ab 06/2028 auch angrenzende Gebiete derselben Regelzone)	volle Netzentgelte, Umlagen, Steuern	Überwindet Gebäudegrenzen — aber wirtschaftlich aktuell selten attraktiv.

Was heute geht

Erstmals ein eigener Rechtsrahmen (§ 42c) — Umsetzung der EU-Strommarktrichtlinie.
Ausdrücklich auch für kommunale Unternehmen und juristische Personen des öffentlichen Rechts als Anbieter geöffnet.
Kein Energieversorgerstatus, keine BNetzA-Registrierung als Lieferant nötig — man bleibt Anlagenbetreiber.
GGV (§ 42b) ist heute oft die wirtschaftlich bessere Wahl im Gebäude.

Was (noch) nicht geht

Kein finanzieller Anreiz: § 42c sieht keine reduzierten Netzentgelte und keine eigene Vergütung vor — geteilter Strom trägt volle Entgelte, Umlagen, Steuern.
Smart-Meter-Engpass: Ende 2025 lag die Quote in Deutschland bei rund 5,5 % (Österreich ~95 %); ohne Viertelstundenmessung kein Sharing.
VNB nicht bereit: Prozesse und Verantwortlichkeiten vielfach ungeklärt.
Keine Pflicht zur Vollversorgung — Reststrom separat, mit schriftlichem Hinweis.

Was vielleicht kommt

Reduzierte Netzentgelte für lokal genutzten Strom — der entscheidende Hebel; ohne ihn bleibt Energy Sharing meist unwirtschaftlich.
Ausweitung auf angrenzende Bilanzierungsgebiete ab Juni 2028.
Beschleunigter Smart-Meter-Rollout, Muster-Verträge der Verbände.
Breiter Rollout realistisch erst ab etwa 2029; 2026 vor allem Pilotprojekte.

Contracting als ergänzender Weg

Wo es nicht um Stromabnahme, sondern um Effizienz im Gebäudebestand geht, ist Contracting der passendere Hebel — Effizienz und Wärme ohne eigene Investition, mit Einspargarantie. Das ist auf der Seite Gesellschaftsformen & Betreibermodelle ausgeführt (Energiespar- und Energieliefer-Contracting, LEA-Angebote, Contracting-Netzwerk Hessen).

Ausblick: systemdienliche Modelle — etwas weniger Rendite, deutlich weniger Kosten für die Allgemeinheit

Ein Gedanke über den heutigen Rahmen hinaus: Die meisten Modelle maximieren heute die private Rendite einzelner Anlagen. Plausibler — und möglicherweise akzeptierter — wären Modelle, in denen flexible lokale Last der realen lokalen Erzeugung folgt: Ladesäulen, Wärmepumpen und Batteriespeicher in Stromparks, die dann laden und verbrauchen, wenn vor Ort viel erneuerbarer Strom anfällt, und sich bei Knappheit zurückziehen. Das senkt Abregelung, Redispatch und Netzausbaubedarf — Kosten, die heute alle Netznutzer solidarisch tragen. Wer hier bewusst auf einen Teil der Maximalrendite verzichtet, erzeugt im Gegenzug einen sichtbaren Gemeinwohl-Nutzen: niedrigere Systemkosten für die Allgemeinheit. Diese Logik ist volkswirtschaftlich überlegen — sie scheitert bislang am Anreizrahmen (CAPEX-Bias, fehlende reduzierte Netzentgelte beim Energy Sharing), nicht an der Technik. Genau deshalb gehört sie auf die politische Agenda: ein faires statt eines maximalen Renditeziels, gekoppelt an messbare Entlastung — das ist der Kern eines Modells, das die Netzkooperation vom Konflikt zur gemeinsamen Aufgabe macht.

Stromabnahme strategisch aufsetzen

Ob PPA, kommunaler Bilanzkreis, Energy Sharing oder Contracting — die Wahl des Abnahmemodells entscheidet über Wertschöpfung, Risiko und Akzeptanz. Die LEA Hessen begleitet Kommunen bei der Auswahl und Strukturierung. solar@lea-hessen.de

Phase 3 · Finanzierung & Wirtschaftlichkeit

Wirtschaftlichkeit Wärme

Warum Wärmenetze allein selten tragen — und wie sie im Verbund mit Stromprojekten wirtschaftlich werden.

Wirtschaftlichkeit Wärme

Wärmenetze sind kapitalintensiv und rechnen sich nur mit günstiger Wärmequelle und ausreichender Anschlussdichte. Die Schlüsselfaktoren:

Günstige Stromquelle: Netzentgeltbefreiter Strom aus Direktleitung macht die Großwärmepumpe wirtschaftlich. Das ist der entscheidende Hebel.
Anschlussdichte: Je mehr Gebäude pro Trassenmeter, desto wirtschaftlicher. Dicht bebaute Quartiere zuerst.
BEW-Förderung: Bis zu 40 % Investitionszuschuss für Wärmenetze (Bundesförderung effiziente Wärmenetze).
Festpreismodelle: 10 Jahre stabile Wärmepreise schaffen Vertrauen und Planungssicherheit für Anschlussnehmer.

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Hinweis zur Wärmeplanung

Die KWP zeigt Bedarfe und Eignungsgebiete, ersetzt aber keine Machbarkeitsstudie. Vor einer Investitionsentscheidung braucht es eine konkrete Wirtschaftlichkeitsberechnung für das jeweilige Netz — inkl. Wärmequelle, Trassenführung, Anschlussquote und Förderung.

Planung & Umsetzung · Recht

Bauleitplanung, Sektorenkopplung & Bodenwertabschöpfung

Der rechtlich geprüfte Weg, Wärmeprojekte aus der eigenen Windplanung zu finanzieren. Die Gemeinde plant Windenergie selbst, schafft damit eine Bodenwertsteigerung — und darf einen angemessenen Teil davon über einen städtebaulichen Vertrag abschöpfen und zweckgebunden in die Wärmeversorgung lenken. Das ist kein politischer Wunsch, sondern städtebaulich begründet über § 11 BauGB. Bestätigt durch ein juristisches Review (Dr. Longo, KLN) des Gutachtens vBVH, im Auftrag der LEA LandesEnergieAgentur Hessen und der KEEA.

Der Grundgedanke

Aus der Windplanung wird Wärme finanziert

Die Idee verbindet zwei Stränge zu einem Konzept — die physische und die finanzielle Sektorenkopplung. Physisch: Eine Direktleitung führt Strom vom Windpark zu einer Großwärmepumpe, deren Wärme über ein Nah- oder Fernwärmenetz Ortsteile oder Quartiere versorgt. Finanziell: Die durch die kommunale Bauleitplanung ausgelöste Bodenwertsteigerung wird teilweise abgeschöpft und in einen zweckgebundenen Energiefonds für Wärmeprojekte gelenkt.

Das tragende Rechtskonstrukt ist der städtebauliche Vertrag nach § 11 BauGB zwischen Gemeinde und Vorhabenträger. Das Review stuft die Grundarchitektur als rechtlich tragfähig ein — am rechtssichersten dort, wo die Gemeinde die Wertsteigerung selbst geschaffen hat.

Wo der Hebel greift

Drei Fallkonstellationen — nach Rechtssicherheit

Entscheidend ist, ob die gemeindliche Planung die Bodenwertsteigerung verursacht. Nur dann ist die Abschöpfung angemessen (§ 11 Abs. 2 BauGB).

Hohe Rechtssicherheit

1. Eigene Positivplanung

Ausweisung von Windenergiegebieten in einem sachlichen Teilflächennutzungsplan (§ 5 Abs. 2b BauGB) auf nicht-kommunalen Flächen. Die Bodenwertsteigerung beruht auf der eigenen Planung — daher großer Verhandlungsspielraum für die Abschöpfung. Empfohlener Weg.

Mittlere Rechtssicherheit

2. Feinsteuerung im Vorranggebiet

Bebauungsplan in einem bereits regionalplanerisch festgelegten Vorranggebiet. Abschöpfung nur möglich, wenn die Feinsteuerung selbst Mehrwert schafft — etwa durch Auflösen von Nutzungskonkurrenzen oder Schlichten der „Zersicherung". Seltener Fall.

Geringe Rechtssicherheit

3. Bloßer Beschluss ohne Bauleitplanung

Ein Energieleitbild ohne konkrete Planung schafft kein Planungsrecht und keine Bodenwertsteigerung. Eine Abschöpfung wäre hier kaum tragfähig.

Die zwei Bausteine

Was im städtebaulichen Vertrag geregelt wird

Physische Sektorenkopplung · § 11 Abs. 1 S. 1 Nr. 4 BauGB

Direktleitung & Direktstrom

Errichtung und Nutzung einer Direktleitung (EnWG) vom Windpark zur Großwärmepumpe; die Wärme speist ein Nah-/Fernwärmenetz. Im Direktstromliefervertrag: günstiger Strompreis ohne netzentgeltbezogene Bestandteile — deutlich günstiger für die Gemeinde, für den Windpark ein zur EEG-Vergütung vergleichbarer Gegenwert.

Finanzielle Sektorenkopplung · § 11 Abs. 1 S. 1 Nr. 2 i. V. m. Nr. 4 BauGB

Abschöpfung & Energiefonds

Ein Teil der planungsbedingten Bodenwertsteigerung fließt in einen zweckgebundenen Energiefonds zur Förderung von Wärmeprojekten im Gemeindegebiet. Zulässig, wenn städtebaulich gerechtfertigt und die Gegenleistung angemessen ist (§ 11 Abs. 2 BauGB).

Die rote Linie

Angemessenheit nach § 11 Abs. 2 BauGB

Die Gemeinde darf nur den Mehrwert abschöpfen, den sie selbst durch ihre Planung geschaffen hat. Als unverbindliche Daumenregel kursiert die Drittel-/Zwei-Drittel-Regel (Vorhabenträger behält etwa ein Drittel) — sie stammt aus dem Wohnungsbau und ist im Energiekontext an den energierechtlichen Wertungen zu überprüfen. Eine substanzielle Abschöpfung ist aber auch bei EE-Projekten gerechtfertigt.

Die Grenze, die zur Wirtschaftlichkeitsrechnung passt

Unangemessen wird der Vertrag, wenn die Forderung die bundesrechtliche Ertragsarchitektur der EE-Projekte unterläuft (EEG-Ausschreibung, Referenzertragsmodell, Direktbelieferung). Das Projekt muss wirtschaftlich ertragreich bleiben. Anders gesagt: Die Abschöpfung kommt aus dem Bodenwert- und Pachtzuwachs, nicht aus der Projektmarge — genau die Logik, die der Kalkulationshilfe zugrunde liegt.

Formell wird die Bodenwertsteigerung als Differenz zwischen Anfangswert (vor erster Befassung der Gremien) und Endwert (zum Satzungsbeschluss) ermittelt — über die kommunale Bewertungsstelle bzw. den Gutachterausschuss auf Basis der Bodenrichtwerte (§§ 192–199 BauGB; Bewertung von Wind-/PV-Flächen nach § 179 BewG).

Richtig begründen

Städtebaulich — nicht über den Klimaschutz

Die Planung muss bodenrechtlich relevant sein. Der Klimaschutz hat eine globale Wirkdimension — eine primäre Stützung darauf schafft unnötige rechtliche Risiken (das BVerwG hat CO₂-Grenzwerte in einem Bebauungsplan für rechtswidrig erklärt).

Tragende Gründe (§ 1 Abs. 6 BauGB)

Nr. 7 f: Nutzung erneuerbarer Energien, auch für die Wärmeversorgung von Gebäuden
Nr. 7 g: Darstellungen in Wärmeplänen, Ausweisung von Wärmenetzgebieten
Nr. 8 e: Versorgung mit Energie, Versorgungssicherheit
ergänzend: lokale Wertschöpfung (Nr. 8 a/c), effiziente Energienutzung, Luftreinhaltung, städtebauliches Entwicklungskonzept (Nr. 11)

Nicht tragend stützen auf

den globalen Klimaschutz als primäres oder alleiniges Ziel
Ziele ohne Bezug zum „Ob" und „Wie" des Bauens
Klimaschutz darf genannt werden — aber nie die tragende Säule sein

Anker ist ein Grundsatzbeschluss zur integrierten Energie- und Wärmeversorgung als schlüssige städtebauliche Konzeption (§ 1 Abs. 6 Nr. 11 BauGB), der Windprojekt und Wärmeversorgung über das Power-to-Heat-Konzept real verknüpft.

Ein Topf, zwei Wege

Der Energiefonds: zentral und dezentral

Aus dem abgeschöpften Wert speist sich ein zweckgebundener Fonds. Er finanziert dort ein Wärmenetz, wo es dicht genug ist — und dort dezentrale Wärmepumpen, wo ein Netz nie wirtschaftlich würde. Die Rechtssicherheit ist höher, wenn auch die dezentrale Förderung real an die lokale Stromerzeugung gekoppelt ist (Power-to-Heat), idealerweise mit Wärmespeicher für Flauten.

Fonds-Verteilung — Modellrechnung

Veranschaulicht die Aufteilung des Fonds zwischen zentraler Netz-Quersubvention und dezentraler Wärmepumpen-Förderung. Keine Projektkalkulation.

Fonds pro Jahr 300.000 €

aus abgeschöpftem Bodenwert + Direktstrom-Marge

Gebäude gesamt 800

Anteil im Netzgebiet 55 %

Fondsanteil für dezentrale Förderung 35 %

zentral: Netz

dezentral: Wärmepumpen

195.000 € Netz-Quersubvention · 105.000 € dezentrale Förderung

Dezentraler Zuschuss je Gebäude/Jahr

292 €

Wärmepumpen-Bonus außerhalb des Netzes

Quersubvention je Netzanschluss/Jahr

443 €

senkt den Wärmepreis im Netzgebiet

Absicherung

Kommunalaufsicht früh einbinden

Städtebauliche Verträge schließt die Gemeinde eigenverantwortlich aus ihrer Planungshoheit (Art. 28 Abs. 2 GG) — eine Genehmigung ist nicht nötig. Strafrechtliche Risiken (Vorteilsannahme/-gewährung, §§ 331, 333 StGB) entstehen nur, wenn der Vertrag rechtswidrig ist. Deshalb gilt: saubere Gestaltung und die Kommunalaufsicht früh als Beraterin einbinden. Sie hat eine Beratungs- und Schutzfunktion und ist zu selbstverwaltungsfreundlichem Verhalten verpflichtet (§ 135 S. 2 HGO) — besonders bei überragenden öffentlichen Interessen wie EE-Wärme und Wärmenetzen.

Empfohlen wird ein Zustimmungsvorbehalt im Mustervertrag und ein anwaltlich vorbereitetes Begleitschreiben. Zuständig in Hessen (§ 136 HGO): für kreisangehörige Gemeinden der Landrat, obere Aufsicht der Regierungspräsident, oberste der Innenminister.

Fahrplan

Sechs Schritte für die Kommune

Positivplanung starten

Sachlicher Teilflächennutzungsplan Wind auf fremden Flächen, mit vorgeschalteter Potenzialstudie (1. Fallkonstellation).

Grundsatzbeschluss fassen

Integrierte Energie- und Wärmeversorgung als städtebauliche Konzeption — auf örtliche Gründe gestützt, nicht auf den Klimaschutz.

Städtebaulichen Vertrag verhandeln

Mit dem Projektierer: physische Sektorenkopplung (Direktleitung/Direktstrom) und finanzielle Sektorenkopplung (Abschöpfung in den Fonds).

Kommunalaufsicht einbinden

Frühzeitig um Beratung bitten, Zustimmungsvorbehalt vorsehen, strafrechtliche Risiken ausschließen.

Energiefonds einrichten

Zweckgebundenes Sondervermögen prüfen (z. B. rechtlich unselbständige örtliche Stiftung, § 115 HGO) — Beihilferecht beachten.

Zentral und dezentral fördern

Großwärmepumpe und Netz dort, wo dicht; Wärmepumpen plus Speicher dort, wo dezentral — beides aus dem Fonds.

Ehrlich bleiben

Offene Rechtsfragen vor der Umsetzung

Vor konkreten Vorhaben vertieft zu prüfen

Das Review beruht auf einer kursorischen Prüfung. Die Architektur ist tragfähig, einzelne Punkte sind aber noch zu vertiefen:

Festsetzungen für die Direktleitung im Bebauungsplan (§ 9 Abs. 1 Nr. 12, 13 BauGB) und im Vertrag (§ 11 Abs. 1 S. 2 Nr. 4).
Regulierungsfreie Direktstromlieferung ohne netzentgeltbezogene Bestandteile; EEG-Förderung des eingespeisten Überschussstroms (§ 21b EEG).
Kopplungsverbot-Kriterien bei der Förderung von Haushalts-Wärmepumpen — reicht der örtliche Power-to-Heat-Zusammenhang?
Rechtsgrundlage und Beihilferecht des Energiefonds.
Wirtschaftlich-rechtliche Kriterien zur Höhe der Mehrwertabschöpfung (u. a. BMF-Erlass vom 06.03.2024).
Verhältnis zur finanziellen Kommunalbeteiligung nach § 6 EEG (Wärmebeitrag lässt eine § 6-Vereinbarung voraussichtlich unberührt).

Diese Seite fasst die Rechtslage allgemein zusammen und ersetzt keine Einzelfallberatung. Maßgeblich sind das vBVH-Gutachten und das KLN-Review.

Belege

Quellen

Rechtsgutachten „Rechtliche Handlungsvorschläge – Gemeindliche Steuerungsmöglichkeiten zur Förderung von Wärmeprojekten", Dr. Jörn Bringewat (vBVH).
Juristisches Review „Gemeindliche Steuerungsmöglichkeiten durch städtebauliche Verträge…", Dr. Fabio Longo (Karpenstein Longo Nübel), i. A. LEA LandesEnergieAgentur Hessen & KEEA, 30.12.2025.
BauGB §§ 1, 5, 9, 11, 14, 15, 192–199; Hessische Gemeindeordnung §§ 115, 135, 136; EnWG (Direktleitung); EEG §§ 6, 21b; § 179 BewG.
BVerwG, NVwZ 2018, S. 322 (CO₂-Grenzwerte im Bebauungsplan); BMF/Länder-Erlass vom 06.03.2024.

Finanzierung & Wirtschaftlichkeit

Raus aus dem Klein-Klein: das Strom-Wärme-Gesamtkonzept, durchgerechnet

Der wirtschaftliche Vorteil entsteht aus dem Zusammenspiel: günstiges Kapital, lokaler Strom per Direktleitung, die Wärmepumpe als Veredler, Speicher und abgestimmter Netzanschluss, Doppelnutzung für Wärme und Unternehmen, Skaleneffekte durch Flächenbündelung. Diese Rechner machen die Hebel sichtbar — bis hin zum vollständigen Wärmegestehungspreis inklusive Netzinvestition. Denn der Punkt ist: Erst der niedrige lokale Strompreis macht den hohen Wärmenetz-Invest tragbar.

Rechner 1 — Stromgestehung

Der Kapitalkosten-Hebel

Stromgestehungskosten hängen fast linear an den Finanzierungskosten. Gleiche Anlage, gleicher Standort — nur Markt- gegen Kommunalfinanzierung.

Stromgestehungskosten: Markt vs. kommunal

Annuitätenmethode: LCOE = (Investition × Annuitätenfaktor + Betriebskosten) ÷ Jahresertrag.

WACC Markt 7,5 %

externe Eigenkapitalrendite

WACC kommunal 3,5 %

Kommunalkredit

Investition 1.750 €/kW

Wind ~1.700–1.800, PV-Freifläche ~750 €/kW

Volllaststunden 2.200 h/a

Betriebskosten 35 €/kW·a

Laufzeit 25 Jahre

Bündelung senkt Invest. 10 %

Einkauf, geteilte Infrastruktur, faire Pacht

Markt-Projekt

8,5ct/kWh

Kommunal + Bündelung

5,7ct/kWh

Kommunale Finanzierung plus Bündelung erzeugt Strom rund 33 % günstiger (2,8 ct/kWh). Dieser lokale Gestehungspreis ist der Ausgangswert für die Wärmerechnung.

Annahmen & Grenzen

Vereinfachte LCOE-Rechnung. Standard nun 25 Jahre Laufzeit. Bündelung wirkt über geringere spezifische Investition (Mengen-/Einkaufseffekte, geteilte Infrastruktur, normalisierte Pacht). Quelle: Fraunhofer ISE, Stromgestehungskosten.

Rechner 2 — Wärme-Energiekosten

Wärme aus lokalem Strom — die Energieseite

Zunächst nur die Energiekomponente: Lokaler Strom (Gestehungspreis), per Direktleitung ohne volle Netzentgelte, durch die Wärmepumpe mit Faktor 3–4 veredelt. Den vollständigen Wärmepreis inklusive Netzinvestition zeigt Rechner 3.

Wärme-Energiekosten je Versorgungsweg

Wärme aus Strom = Strompreis ÷ Jahresarbeitszahl (COP). Fossil = Brennstoff + CO₂-Aufschlag. Ohne Netz-/Kapitalkosten — die kommen in Rechner 3 hinzu.

Lokaler Strom (Gestehung) 6,0 ct/kWh

aus Rechner 1, per Direktleitung

COP Wärmepumpe 3,5

Großwärmepumpe, je nach Quelle

Netzstrompreis 28 ct/kWh

Gaspreis (Beschaffung) 8 ct/kWh

CO₂-Preis 80 €/t

UBA-Pfad bis ~275 €/t (2040)

Gas (mit CO₂)

9,6ct/kWh

Wärmepumpe mit Netzstrom

8,0ct/kWh

Wärmepumpe mit lokalem Strom (Direktleitung)

1,7ct/kWh

Die Energiekomponente aus lokalem Strom ist nur ein Bruchteil der Gas-Variante — und steigt nicht mit dem CO₂-Preis. Genau diese niedrige Energieseite trägt im nächsten Schritt den hohen Netzinvest.

Rechner 3 — Wärmegestehungspreis

Der volle Wärmepreis — inklusive Netzinvestition

Jetzt mit allem: Investition ins Wärme-/Nahwärmenetz, Speicher, Betrieb, Verluste. Der Netzinvest ist der größte Posten. Die entscheidende Aussage: Erst der niedrige lokale Strompreis macht ihn tragbar — und führt zu einem Wärmepreis, der die Investition deckt (auskömmlich) und für die Menschen bezahlbar bleibt. Ohne dieses Konzept lässt sich die Wärmewende kaum darstellen.

Wärmegestehungspreis (LCOH) je Variante

LCOH = Energie ÷ (1 − Verluste) + (Investition × Annuität + Betrieb) ÷ Wärme-Volllaststunden. Energiepreise stammen aus Rechner 2. Balken gestapelt: Energie · Kapital · Betrieb.

Investition Netz + Wärmepumpe 1.750 €/kW

Nahwärmenetz inkl. Erzeugung

Wärme-Volllaststunden 1.900 h/a

Netzlebensdauer 30 Jahre

WACC (kommunal) 3,5 %

Betrieb & Wartung 2,0 %/a

Netzverluste 12 %

Eigendeckung lokaler Strom 80 %

Rest über Netzstrom/Backup

Wärmespeicher einbeziehen (+250 €/kW, ermöglicht hohe Eigendeckung)

Wärmenetz + lokaler Stromdas Gesamtkonzept

11,2 ct

Wärmenetz mit Netzstromohne lokales Konzept

15,9 ct

Gas dezentralheute, mit CO₂

10,8 ct

Energie Kapital (Investition) Betrieb

Annahmen & Grenzen

Vollkostenrechnung (LCOH) zur Veranschaulichung. Der Kapitalanteil dominiert — der Netzinvest ist real und hoch. Entscheidend ist, dass die niedrige lokale Energieseite ihn trägt: Bei „Netzstrom statt lokal" steigt derselbe Netzinvest auf einen nicht mehr darstellbaren Wärmepreis.

Energie A = Eigendeckung × (lokal/COP) + Rest × (Netzstrom/COP), geteilt durch (1 − Verluste).
Speicher: +250 €/kW Investition; ohne Speicher wird die Eigendeckung auf max. 60 % begrenzt (mehr teurer Backup-Strom).
Gas dezentral: kleine Kesselinvestition, dafür steigende Energie- und CO₂-Kosten.
Nahwärme-Investitionen variieren stark mit Wärmedichte und Trassenlänge — Werte als Richtgröße einstellen.

Die zentrale Aussage

Trotz hoher Netzinvestition bleibt der Wärmepreis im Gesamtkonzept niedrig und auskömmlich — weil die Energieseite aus lokalem Strom fast nichts kostet und nicht mit dem CO₂-Preis steigt. Versorgt man dasselbe Netz mit Netzstrom, ist es kaum finanzierbar. Ohne solche Konzepte lässt sich die Wärmewende wirtschaftlich nicht darstellen.

Rechner 4 — Doppelnutzen

Derselbe Strom, zwei Senken: Wärme und Unternehmen

Lokaler Strom muss nicht zum Marktpreis abfließen. Per Direktleitung an ein Unternehmen verkauft, liegt er über der Einspeisevergütung und unter dessen Netzpreis. Beide gewinnen — und diese Erlösstärke macht günstige Wärme erst möglich.

Direktlieferung an ein lokales Unternehmen

Netzpreis des Unternehmens 26 ct/kWh

Direktleitungs-Preis 14 ct/kWh

Markt-/Einspeisealternative 7 ct/kWh

Unternehmen spart ggü. Netz

12ct/kWh

Standortvorteil, Arbeitsplätze

Projekt verdient ggü. Einspeisung

+7ct/kWh

stärkt die Wirtschaftlichkeit

Die Differenz entspricht im Wesentlichen den vermiedenen Netzentgelten und Abgaben — sie wird zwischen Unternehmen und Projekt geteilt. Genau dieser Mehrerlös quersubventioniert den niedrigen Wärmepreis.

Das Gesamtkonzept

Weitere Hebel, die erst im Verbund entstehen

Diese Effekte lassen sich nicht einzeln einem Projekt zuordnen — sie entstehen, weil großflächiger und gebündelt gedacht wird. Genau hier liegt der Unterschied zum Klein-Klein.

Wärmepumpe als Veredler

Jede lokal erzeugte kWh Strom wird durch die Wärmepumpe zu 3–4 kWh Wärme. Erst diese Hebelung verbindet den günstigen Strom mit dem Wärmepreis.

Speicher (Wärme & Batterie)

Speicher verschieben die Wärmeerzeugung in die Stunden mit billigem lokalem Strom, heben die Eigendeckung und senken teuren Backup-Bezug — der direkte Hebel auf die Energieseite in Rechner 3.

Gemeinsamer Netzanschluss

Ein abgestimmter Anschluss statt mehrerer Einzelanschlüsse senkt die Anschlussleistung — und damit dauerhaft die Netzkosten.

Flächenbündelung & Skaleneffekte

Mehrere Flächen zusammen: bessere Einkaufskonditionen, geteilte Infrastruktur, eine Vergabe statt vieler. Senkt die spezifische Investition (Rechner 1 & 3).

Faire, normalisierte Pacht

Steuert die Kommune die Fläche und gewinnt das beste Konzept — statt eines Sicherungsrennens —, entfällt der spekulative Pachtaufschlag. Fair für Eigentümer, günstiger fürs Projekt.

Bürgerkapital & Akzeptanz

Schwarmfinanzierung und Beteiligung bringen günstiges Kapital, halten die Wertschöpfung vor Ort und schaffen den Rückhalt, ohne den 20-Jahres-Projekte nicht zustande kommen.

Rechner 5 — Wertschöpfung

Wie viel bleibt in der Gemeinde?

Wertschöpfungsanteil je nach Beteiligungsmodell

Regionaler Anteil 55 %

mit Regionalwerk/Bürgerkapital höher

Direkte Wertschöpfung 5,0 Mio. €

vor Ort

abgeflossen

2,75 Mio. € bleiben in der Region · 2,25 Mio. € fließen ab

Jede Verschiebung von extern zu lokal erhöht Gewerbesteuer, Pacht und Beteiligungserträge — Mittel, die ein Energiefonds in günstigere Tarife zurückspeisen kann.

Zusammenführung

Modellgemeinde: die Hebel addiert

Lokaler Wind/PV, Nahwärmenetz für 200 Haushalte, ein Betrieb als Stromabnehmer, Wärmespeicher. Keine Prognose — eine Richtungsgröße.

Hebel	Getrennt / Markt	Gesamtkonzept / kommunal
Stromgestehung	~8,5 ct/kWh	~5,7 ct/kWh (Kapital + Bündelung, 25 J.)
Wärme-Energiekosten	~9,6 ct/kWh (Gas, steigend)	~1,7 ct/kWh (lokaler Strom + Wärmepumpe)
Wärmepreis voll (LCOH)	~10,8 → ~14,7 ct/kWh (Gas, steigend)	~11 ct/kWh, stabil (inkl. Netzinvest); mit Netzstrom ~16 — nicht tragbar
Lokaler Strom an Unternehmen	fließt zum Marktpreis ab	Standortvorteil + Mehrerlös fürs Projekt
Netzanschluss	mehrere, einzeln dimensioniert	einer, mit Speicher kleiner
Wertschöpfung & Akzeptanz	~55 %, Nutzen unklar	höher (Beteiligung); Kosten sinken → Zustimmung

Die Kernaussage

Der hohe Wärmenetz-Invest ist kein Gegenargument — er ist tragbar, weil die Energieseite aus lokalem Strom fast nichts kostet. Unterm Strich entsteht ein niedriger, auskömmlicher und vom CO₂-Preis entkoppelter Wärmepreis. Genau das macht die Wärmewende darstellbar und schafft die Akzeptanz, die lange Projekte trägt.

Belege

Quellen, Annahmen & rechtlicher Hinweis

Netzentgelte & Strompreis 2026: BNetzA, BDEW.
Kapitalkosten/WACC als Haupttreiber: Fraunhofer ISE, Stromgestehungskosten.
Wärmepumpen-Arbeitszahlen, Power-to-Heat, Speicher: Fraunhofer ISE/IEE, Agora Energiewende.
Nahwärme-/Wärmenetzkosten & LCOH-Methodik: AGFW, BDEW, Fraunhofer IEE; kommunale Wärmeplanung.
CO₂-Preis-Pfad & Heizkosten: UBA-Projektionsbericht; Zukunft Altbau.
Regionale Wertschöpfung & Bürgerbeteiligung: Berlin-Institut / IÖW / IW Consult (2026).
Direktleitung: EuGH C-293/23 (28.11.2024); Schlussanträge GA Kokott 12.02.2026 (C-722/24, C-756/24); Art. 2 Nr. 41 i. V. m. Art. 7 RL (EU) 2019/944.

Modellcharakter & rechtlicher Hinweis

Alle Rechner sind Modellrechnungen zur Veranschaulichung der Hebel — keine projektbezogene Wirtschaftlichkeitsberechnung und keine Rechts- oder Finanzberatung. Nahwärme-Investitionen und Arbeitszahlen variieren stark; Werte als Richtgröße einstellen.

Die Direktstrom-Logik stützt sich auf echte Direktleitung bzw. Eigenversorgung — nicht auf die unter Druck stehende Kundenanlage; ein EuGH-Urteil zu Direktleitungen steht aus.

Phase 3 · Finanzierung & Wirtschaftlichkeit

Wärmeprojekt-Rechner — Finanzielle Vorteile der Sektorkopplung

Vollständige Wirtschaftlichkeitsberechnung für kommunale Wärmenetze — Investitions- und Betriebskosten, Direktleitung, BEW-Förderung, Skaleneffekte und der entscheidende Kopplungsvorteil gegenüber eigenständigen Projekten. Alle Werte sind hinterlegte Best-Practice-Richtwerte und frei überschreibbar.

Modellrechnung — kein Ersatz für eine Machbarkeitsstudie

Dieser Rechner dient der Orientierung und Entscheidungsvorbereitung. Für eine belastbare Investitionsentscheidung braucht es eine projektspezifische Machbarkeitsstudie. Die LEA Hessen begleitet diesen Schritt kostenfrei.

Wärmequelle = Wirtschaftlichkeit: Temperaturniveau und JAZ in diesem Rechner hängen direkt von der Wärmequelle ab. Identifizieren Sie Ihre lokale Quelle im Wärmeatlas Hessen (industrielle Abwärme, Abwasserwärme aus Kläranlagen): Abwasser liefert ganzjährig stabil ~10–20 °C, industrielle Abwärme oft deutlich höher — beides hebt die JAZ gegenüber Luftwärme und senkt die Wärmegestehungskosten. Hochtemperatur-Abwärme teils direkt nutzbar, ohne Wärmepumpe.

Wirtschaftlichkeits-Werkzeug

Wärmeprojekt-Rechner

Alle Komponenten eines Wärmenetzes – mit vollständig aufgeschlüsselten Investitions- und Betriebskosten, Temperaturniveau und JAZ, Direktleitung, Skaleneffekten und der Kopplung an ein Stromprojekt. Alle Werte sind hinterlegte Best-Practice-Richtwerte und frei überschreibbar.

Phase 3 · Finanzierung & Wirtschaftlichkeit

Die echten Hebel — ein plausibler Transformationspfad

Die kommunale Wertschöpfung aus Energieprojekten entsteht nicht durch 0,2 ct/kWh aus § 6 EEG. Sie entsteht, wenn Strom- und Wärmeerlöse so gehebelt werden, dass Immobilien an Wert gewinnen, Betriebe günstiger produzieren und das Netz entlastet wird.

Vorbild aus der Praxis: Rhein-Hunsrück-Kreis

Wie wirksam zurückfließende Wertschöpfung ist, zeigt der Rhein-Hunsrück-Kreis (RLP) seit über 15 Jahren: rund 44 Mio. € regionale Wertschöpfung und 7,8 Mio. € Windpacht jährlich, von der Gemeinden über Förderrichtlinien (Energiesparen, PV, Speicher, Balkon-PV, LED) sichtbar an die Bürgerschaft zurückgeben — der eigentliche Akzeptanzmotor. Details unter Praxisbeispiele.

Der plausible Transformationspfad

Das Narrativ, das für Bürger, Gemeinderäte und Betriebe funktioniert, ist kein abstraktes Klimaziel — sondern ein konkreter Weg mit sichtbaren Vorteilen in jeder Etappe:

Strom wird lokal erzeugt — Wind und Solar auf gemeindenahen Flächen, koordiniert über Flächenpooling
Strom wird lokal genutzt — über Direktleitungen zu Wärmepumpen, Betrieben, Gewerbegebieten — günstiger als aus dem Netz, weil keine Netzentgelte und Umlagen anfallen
Wärme wird bezahlbar — Nahwärmenetze, gespeist aus lokaler Erzeugung, machen fossile Heizungen überflüssig und stabilisieren die Wärmekosten für Jahrzehnte
Immobilien gewinnen an Wert — Ein Wärmenetzanschluss macht Häuser zukunftssicher. Keine neue Heizung nötig, keine Unsicherheit über fossile Energiepreise. Das ist für Eigentümer der spürbarste Vorteil
Betriebe profitieren — Direktbelieferung mit günstigem Strom stärkt den Standort und zieht neue Ansiedlungen an
Das Netz wird entlastet — Lokale Nutzung und Speicher reduzieren den Bedarf an überregionalem Netzausbau. Das ist netzdienlich — und macht Projekte bei Genehmigungsbehörden beliebter
Einnahmen fließen — Gewerbesteuer, Beteiligungen, Bodenwertabschöpfung aus eigener Planung — das sind die substanziellen Quellen

§ 6 EEG: Mitnehmen, aber nicht darauf bauen

Die 0,2 ct/kWh aus § 6 EEG (kommunale Teilhabe) sind ein netter Zuschlag — aber kein Geschäftsmodell. Für eine einzelne 6-MW-Anlage sind das ca. 24.000 € pro Jahr. Wichtig als Signal, aber die echte Wertschöpfung liegt in Beteiligungen, Direktbelieferung und der Bodenwertabschöpfung aus eigener Planung. Der FA Wind Mustervertrag hilft beim Abrufen — viele Kommunen vergessen das.

Akzeptanz entsteht durch spürbare Vorteile

Die beste Akzeptanzstrategie ist keine Kommunikationskampagne — sondern ein Geschäftsmodell, das funktioniert. Wenn Eigentümer sehen, dass ihr Haus durch den Wärmenetzanschluss an Wert gewinnt. Wenn Betriebe merken, dass ihre Stromrechnung sinkt. Wenn der Gemeinderat sieht, dass Gewerbesteuer fließt und die Infrastruktur besser wird. Dann brauchen Sie keine Überzeugungsarbeit mehr — Sie haben Ergebnisse.

Einnahmequellen nach Substanz geordnet

Quelle	Hebel	Größenordnung
Beteiligung an Projektgesellschaft	Hoch — Mitsprache + Gewinnbeteiligung	Abhängig von Beteiligungshöhe, potenziell substanziell
Bodenwertabschöpfung (§ 11 BauGB)	Hoch — bei eigener Positivplanung	Drittel/Zwei-Drittel-Regel als Orientierung, Einzelfallprüfung
Gewerbesteuer	Nur mit Steuerung — ohne Beteiligung an der Gesellschaft strukturiert der Projektierer so, dass Gewerbesteuer an seinem Firmensitz anfällt, nicht bei Ihnen	90 % Standortgemeinde nur bei Wind + nur wenn Kommune mitentscheidet
Direktbelieferung (Preishebel)	Hoch — wirtschaftlicher Mehrwert für Kommune und Betriebe	Netzentgeltersparnis bis 10,9 ct/kWh
Pacht	Mittel — passives Einkommen ohne Risiko	Marktüblich, aber kein strategischer Hebel
§ 6 EEG	Gering — Peanuts, aber mitnehmen	ca. 0,2 ct/kWh ≈ 24.000 €/a pro 6-MW-Anlage

Das integrierte Gegenmodell

Wind + PV → Strom → Großwärmepumpe → Wärmenetz → Haushalte. 10 Jahre Festpreis für Wärme, Gemeinden als Gesellschafter, 100 % Gewerbesteuer lokal. Im typischen projektierergeführten Modell fließt mehr als die Hälfte der Wertschöpfung aus der Region ab. Im integrierten Modell bleibt sie. Solche Projekte existieren bereits in Deutschland — und sie rechnen sich.

Vertiefung & Vorlagen

Modelle der Teilhabe

Phase 3 · Finanzierung & Wirtschaftlichkeit

Modelle der Teilhabe im Vergleich

Teilhabe ist mehr als Pacht. Diese Übersicht stellt die Modelle nebeneinander – als Kartenset fürs Werkstattgespräch. Die Modelle schließen sich nicht aus; die wirksamsten Konzepte kombinieren mehrere.

Modell	Stärke	Grenze
Flächenpacht	einfach, etabliert, risikoarm	fließt an Eigentümer, keine Steuerung
§ 6 EEG – Kommunalabgabe (0,2 ct/kWh)	bundesweit verankert, planbar	begrenzte Höhe, reine Geldzahlung
Kommunale Beteiligung	volle Wertschöpfung und Steuerung	Kapitaleinsatz und Risiko
Bürgerenergie / Genossenschaft	hohe Akzeptanz, Wertschöpfung vor Ort	Organisationsaufwand
Direktversorgung & günstige Wärme	spürbarer Nutzen, Standort-Hebel	rechtliche Grenzen, Abnehmer nötig
Energiefonds	sichtbarer Gemeinwohl-Nutzen, flexibel	Verwaltung und transparente Regeln
Industrieabnehmer / PPA	sichert Standort und Arbeitsplätze	setzt passenden Abnehmer voraus

Wie man die Modelle einordnet

Geldzahlung vs. Gestaltung. Pacht und § 6 EEG bringen Geld, aber keine Steuerung. Beteiligung, Direktversorgung und Fonds schaffen Wertschöpfung und Einfluss.
Der unterschätzte Hebel ist die Energie selbst. Günstige Wärme und Direktversorgung wirken oft stärker als jede Ausgleichszahlung.
Kombinieren schlägt Einzelmodell: Basiszahlung (§ 6 EEG/Pacht) + Gestaltungselement (Beteiligung, Fonds) + Nutzenelement (günstige Wärme, Direktversorgung).

Drei Sätze für die Praxis

Erst das Zielbild, dann das Modell – nicht umgekehrt. Der größte Mehrwert liegt selten in der höchsten Zahlung, sondern in günstiger Energie und lokaler Wertschöpfung. Legen Sie die Modelle als Karten auf den Tisch – sichtbar nebeneinander entscheidet es sich leichter.

Der Satz von 0,2 ct/kWh nach § 6 EEG ist der bundesweite Stand; einzelne Länder haben weitergehende Beteiligungsgesetze.

Gesellschaftsformen & Betreibermodelle

Phase 3 · Finanzierung & Wirtschaftlichkeit

Gesellschaftsformen & Betreibermodelle

Wenn die Kommune mitgestalten will, stellt sich die Frage nach dem Gefäß: selbst gründen, mit einem Versorger zusammengehen oder das Feld überlassen? Und in welcher Rechtsform? Diese Seite ordnet die Optionen und ihre kommunalrechtlichen Fallstricke. Sie ergänzt die Modelle der Teilhabe um die Trägerstruktur — und die Eigenkapital & Finanzierungsarchitektur um die Kapitalseite.

Die Grundentscheidung: selbst, mit Partner oder überlassen?

Vor der Rechtsform steht die strategische Achse. Sie hängt an der Frage, wie viel Wertschöpfung, Steuerung und Risiko die Kommune übernehmen will — die fünf Rollen der strategischen Hinweise bilden dieselbe Leiter ab.

A

Selbst gründen — eigenes (Regional-)Werk

Die Kommune (oder mehrere gemeinsam) gründet ein eigenes Energieunternehmen. Maximale Steuerung und Wertschöpfung, maximaler Aufbau-Aufwand. Für kleine Kommunen oft nur im Verbund tragbar (siehe Regionalwerke unten).

B

Mit einem Versorger / Stadtwerk zusammengehen

Ein etablierter Partner bringt Personal, Bilanzkreis und Betriebserfahrung mit; die Kommune sichert sich über Anteile und Verträge Mitsprache. Schneller startklar, aber Wertschöpfung und Einfluss werden geteilt. Schlüssel ist eine Sperrminorität (> 25 % oder vertraglich gesicherte Mitspracherechte). Achtung, wenn der Partner blockiert, weil das Konzept sein Bestandsgeschäft (z. B. Gas) berührt — dann hilft eine glaubhafte Alternative in der Hinterhand.

C

Überlassen — an Projektierer, Flächeneigentümer oder Bürgerenergie

Die Kommune beschränkt sich auf Bauleitplanung und Flächensteuerung und überlässt Bau und Betrieb Dritten. Geringster Aufwand und geringstes Risiko — aber der Großteil der Wertschöpfung fließt ab. Sinnvoll als bewusste Wahl, problematisch als Versäumnis. Selbst hier bleibt Gestaltung möglich: über Konzeptkriterien, städtebaulichen Vertrag und § 6 EEG.

Die Rechtsformen im Vergleich

Hat die Kommune sich für eigenes Engagement entschieden, folgt die Wahl der Rechtsform. Jede hat ein eigenes Profil bei Haftung, Steuerung und Aufwand.

Rechtsform	Stärken	Grenzen / Fallstricke
Eigenbetrieb / Regiebetrieb	Volle kommunale Kontrolle, kein Gründungsaufwand für eine neue Gesellschaft	Keine eigene Rechtspersönlichkeit, begrenzte Flexibilität, Haftung beim Kernhaushalt
GmbH	Haftungsbegrenzung, klare Steuerung über Anteile/Gesellschaftervertrag, gängig für Projektgesellschaften	Stammkapital, Gründungs- und Verwaltungsaufwand; bei Mischgesellschaften Sperrminorität sichern
GmbH & Co. KG	Flexible Beteiligung mehrerer Akteure (Kommunen, Bürger, Unternehmen), steuerlich oft vorteilhaft	Komplexere Struktur, Komplementär-Konstruktion nötig
Anstalt des öffentlichen Rechts (AöR)	Eigene Rechtspersönlichkeit, Anstaltslast/Gewährträgerhaftung → faktische Insolvenzfestigkeit & günstige Kreditkonditionen, eigene Kreditfähigkeit, operative Eigenständigkeit, Dienstherrenfähigkeit	Verselbständigt das laufende Geschäft, bleibt aber unter Kommunalaufsicht; kreditähnliche Geschäfte einzeln genehmigungspflichtig
Genossenschaft (eG)	Hohe Bürgerakzeptanz, Wertschöpfung & Eigentum vor Ort, demokratische Struktur	„Ein Mitglied – eine Stimme" (§ 43 GenG) kollidiert mit dem kommunalen Einflusssicherungsgebot (§ 122 HGO) → kommunale Mitgliedschaft strukturell schwierig

Hessischer Rechtsrahmen — kurz eingeordnet

Die wirtschaftliche Betätigung der Gemeinden regelt § 121 HGO; § 121 Abs. 1a HGO enthält Erleichterungen speziell für Energieprojekte. § 122 HGO regelt finanzielle Beteiligungen (begrenzte Haftung, gesicherte Einflussnahme, Prüfung). Die kommunale AöR ist in Hessen seit dem 01.01.2019 ausdrücklich möglich (§ 126a HGO) — „in Hessen geht das nicht" trifft so nicht zu. Die häufigeren realen Hürden sind der eG-Einflusskonflikt (§ 122 HGO vs. § 43 GenG), die Subsidiaritäts- und Örtlichkeitsschranken des § 121 HGO (z. B. überörtlicher Stromvertrieb) sowie eine restriktive Aufsichtspraxis. Eine juristische Beratung bei Neugründungen ist essenziell — die LEA berät dazu. Dies ist keine Rechtsberatung.

Das Regionalwerk: Blaupause für kleine Kommunen

Für kleinere Gemeinden ist ein eigenes Stadtwerk oft zu groß. Die Antwort ist das interkommunale Gemeindewerk (Regionalwerk) — ein Stadtwerk, das mehreren Kommunen einer Region gemeinsam gehört. Bayern hat dafür ein erprobtes Modell entwickelt (Machbarkeitsstudie 2019–2021, danach Coaching in über 30 Landkreisen). Die Struktur ist meist zweistufig:

Herzstück Regionalwerk-GmbH: Die beteiligten Kommunen gründen gemeinsam eine GmbH (Beispiel Unterallgäu: 1,3 Mio. € Gründungskapital, 26 Gemeinden + Landkreis). Sie entwickelt Projekte und verkauft Planungen/Projektrechte weiter.
Projektgesellschaften je Vorhaben: Jede Anlage (PV-Park, Windpark) läuft in einer eigenen Gesellschaft. Der Clou: Jede Kommune entscheidet pro Projekt, ob sie mitfinanziert — kein Zwang zur Vollbeteiligung an allem.
Dritte beteiligbar: An den Projektgesellschaften können auch Bürgerenergiegenossenschaften oder Unternehmen beteiligt werden — die Mehrheit bleibt kommunal.
Wertschöpfungshebel Vertrieb: Schon über den reinen Stromvertrieb sind rechnerisch ~100 € pro Haushalt und Jahr erzielbar (Landshut) — in einem Landkreis summiert sich das auf mehrere Mio. € jährlich.
Steuerlicher Querverbund: Gewinne aus ertragreichen Sparten können Verluste anderer (Bäder, Dorfladen) decken, ohne zusätzliche Körperschaftsteuerpflicht.

Beispiele: Regionalwerke Landkreis Cham GmbH (2023, mit Bayernwerk-Kooperation seit 2025), Regionalwerk Unterallgäu, Landshut, Chiemgau-Rupertiwinkel. Das Regionalwerk ist „die Eintrittskarte der Kommunen in den Erneuerbare-Energien-Sektor" — und verhindert, dass auf privilegierten Standorten nur Investorenprojekte statt Bürgerprojekte entstehen.

Contracting — der dritte Weg: Effizienz ohne eigene Investition

Nicht jede kommunale Energieaufgabe braucht eine eigene Gesellschaft. Beim Energiespar-Contracting (ESC) realisiert ein Contractor in Partnerschaft mit der Kommune Effizienzmaßnahmen und garantiert die Einsparung — die Investition refinanziert sich aus den eingesparten Energiekosten. Für Kommunen mit ineffizienten Gebäuden, knappem Personal und begrenzten Mitteln ist das ein wirksamer Hebel, gerade im Gebäudebestand (rund 30 % des Endenergieverbrauchs in Hessen entfällt auf Gebäude).

Energiespar-Contracting (ESC): Contractor bündelt Planung, Investition, Umsetzung und Betriebsoptimierung gegen eine Einspargarantie.
Energieliefer-Contracting: Contractor errichtet und betreibt die Erzeugungsanlage (z. B. Heizzentrale) und liefert Nutzenergie — relevant für Wärmenetze.
Abgrenzung zur Gesellschaftsfrage: Contracting ist die Alternative zum „selbst bauen und betreiben" — die Kommune erschließt Einsparungen, ohne Kapital zu binden oder eine Gesellschaft zu gründen. Es lässt sich mit Eigenbetrieb/Regionalwerk kombinieren.

LEA-Angebote: Contracting für Kommunen · Online-Check Einsparpotenzial · Leitfaden ESC in öffentlichen Liegenschaften · Das Contracting-Netzwerk Hessen (CNH) bietet Impulsberatung und Musterverträge.

Entscheidungshilfe in drei Fragen

1. Wie viel Steuerung wollen wir? Viel → eigenes Werk/AöR/Mehrheits-GmbH. Mittel → Mitgesellschaft mit Sperrminorität. Wenig → überlassen, aber Konzeptkriterien setzen. 2. Allein oder im Verbund? Kleine Kommune → Regionalwerk mit Nachbarn. 3. Erzeugung oder Effizienz? Für den Gebäudebestand ist Contracting oft der schnellere Hebel als eine eigene Gesellschaft.

Begleitung durch die LEA Hessen

Die Wahl von Trägerstruktur und Rechtsform ist eine strategische und juristische Entscheidung zugleich. Die LEA Hessen begleitet Kommunen bei Gesellschaftsgründung, Beteiligungsmodellen und Contracting — und vermittelt die nötige Rechtsberatung. solar@lea-hessen.de

Phase 4 · Akzeptanz & Dialog · Übersicht

Wie gewinnen Sie Rückhalt?

Rat, Bürgerschaft, Projektierer, Nachbarkommunen — die Energiewende braucht Dialog auf allen Ebenen. Aber die beste Akzeptanzstrategie ist kein Kommunikationskonzept, sondern ein Geschäftsmodell, das funktioniert und spürbare Vorteile schafft.

Für die Gremienarbeit

Zu dieser Phase stellt die LEA Hessen vorbereitete Beschluss- und Vertragsvorlagen bereit — vom Grundsatzbeschluss bis zum Mustervertrag für Verhandlungsmandate. Dieser Abschnitt eignet sich auch als Vorlage für Ihre Sitzungsunterlage; bei interkommunaler Zusammenarbeit teilen Sie ihn einfach mit den Nachbarkommunen. Kontakt: buergerforum@lea-hessen.de

Akzeptanz entsteht durch Ergebnisse, nicht durch Kampagnen

Die stärksten Akzeptanzargumente sind keine Argumente — sondern spürbare Vorteile:

Immobilienwerte: Ein Wärmenetzanschluss macht das Haus zukunftssicher. Keine neue Heizung nötig, stabile Kosten, höherer Wiederverkaufswert.
Bezahlbare Wärme: Netzentgeltbefreiter Strom → günstige Wärme → stabile Preise für Jahrzehnte. Konkret und vergleichbar mit der aktuellen Gasrechnung.
Arbeitsplätze und Betriebe: Günstige Energie hält Unternehmen am Standort und zieht neue an.
Sichtbare Einnahmen: Gewerbesteuer, Beteiligungen, bessere Infrastruktur — sichtbar in saniertem Schwimmbad, besserem Breitband.
Netzdienlichkeit: Lokale Nutzung reduziert neue Stromtrassen durch die Landschaft.

🏛️ Politische Kommunikation

Gemeinderat und Gremien einbinden — Vertrauen schaffen, Gewinnerstories erzählen

👥 Stakeholder-Kommunikation

Landwirte, Betriebe, Versorger, Naturschutz — jede Gruppe richtig ansprechen

🗣️ Bürgerkommunikation & Beteiligung

Information, Dialog und echte Mitgestaltung in jeder Projektphase

🤝 Konfliktklärung

Konflikte gestalten statt vermeiden — Moderation, Mediation, Faktenpapiere

Weitere Ressourcen

Phase 4 · Akzeptanz & Dialog

Politische Kommunikation & Einbindung

Politischer Rückhalt ist kein Selbstläufer. Ohne die Unterstützung von Gemeinderat, Ortsbeiräten und Ausschüssen geraten Energieprojekte schnell ins Stocken — oder scheitern ganz. Wer frühzeitig, offen und strukturiert kommuniziert, sorgt für stabile Beschlüsse und stärkt das Vertrauen in den gesamten Prozess.

Die drei Hebel: Vertrauen, Ergebnisse, Plausibilität

Vertrauen schaffen: Frühzeitige, ehrliche Information — auch über Risiken — ist die Basis. Wer Gremien erst kurz vor der Beschlussfassung informiert, erzeugt Misstrauen und Zeitdruck. Wer früh einbindet, baut Vertrauen auf.

Ergebnisse aufzeigen: Politik denkt in Wahlperioden und sichtbaren Erfolgen. Zeigen Sie konkret, was das Projekt bringt: Einnahmen für den Haushalt, günstige Energie für Bürger und Betriebe, steigende Immobilienwerte, gesicherte Arbeitsplätze.

Plausibilität herstellen: Ein nachvollziehbarer Transformationspfad überzeugt mehr als abstrakte Klimaziele. Zeigen Sie den Weg in Etappen — von der ersten Fläche bis zum fertigen Wärmenetz — und belegen Sie ihn mit Praxisbeispielen aus anderen Kommunen.

Erfolgsfaktoren

Frühzeitig einbinden: Fraktionen, Ortsbeiräte, Ausschüsse und ggf. Kreistagsgremien schon vor offiziellen Beschlüssen informieren
Transparenz schaffen: Ziele, Rahmenbedingungen und Zwischenschritte klar benennen
Multiplikatoren nutzen: Politische Sprecher:innen und Ausschussvorsitzende als Brücke zur Öffentlichkeit gewinnen
Unterlagen strategisch aufbereiten: Entscheidungsvorlagen und Infopapiere für alle Fraktionen verständlich gestalten

Typische Stolpersteine

Unterlagen werden zu spät oder unvollständig vorbereitet → Zeitdruck und Misstrauen. Energiethemen werden parteipolitisch zugespitzt → Debatten verhärten sich. Einzelne Fraktionen oder Ortsgremien fühlen sich übergangen → Widerstand wächst.

Mit einer Stimme sprechen

Ein häufiger Stolperstein: Verwaltung und Politik kommunizieren nicht mit einer Stimme. Unterschiedliche Botschaften schaffen Verwirrung und bieten Angriffsfläche. Hilfreich: gemeinsam mit den Fraktionen Kernbotschaften entwickeln — etwa in einer nicht-öffentlichen Fraktionssitzung oder einem moderierten Workshop. Und: Politik auf kritische Fragen vorbereiten. Wenn ein Projekt öffentlich wird, stehen auch Gemeinderät:innen im Fokus — bei Presseanfragen, Bürgergesprächen, Diskussionen auf dem Wochenmarkt. Ein abgestimmtes FAQ-Dokument oder kurze Argumentationskarten geben Sicherheit.

„Der größte Fehler ist, den Gemeinderat erst kurz vor der Beschlussfassung umfassend zu informieren. Frühzeitige Einbindung sorgt für mehr Verständnis — und spart später endlose Diskussionen."
— Bürgermeister einer mittelhessischen Kommune

Politische Gewinnerstories: Erfolge sichtbar machen

Die kommunale Energiewende lässt politisch gewinnen — wenn man die Erfolge erzählt. Bürgermeister handeln nicht gegen ihr politisches Überleben. Deshalb ist die wichtigste Kommunikationsaufgabe, Sachergebnisse in politisches Kapital zu übersetzen. Drei Beispiele für überzeugende Narrative:

„Wir haben die Wärmekosten für 200 Haushalte für 10 Jahre festgeschrieben — unabhängig vom Gaspreis."
„Wir halten einen Betrieb mit Arbeitsplätzen am Standort, weil wir günstigen lokalen Strom liefern."
„Unsere Gemeinde verdient an der Energiewende mit — statt nur Flächen herzugeben."

Meilensteine als Etappensiege inszenieren

Warten Sie nicht auf das fertige Großprojekt, um Erfolge zu kommunizieren. Jede Phase liefert einen kommunizierbaren Meilenstein: der Grundsatzbeschluss, der unterschriebene Poolingvertrag, die Partnerwahl, der erste Spatenstich, die erste Wärmelieferung. Wer diese Etappen sichtbar macht, hält die politische Unterstützung über die lange Projektlaufzeit aufrecht — und zeigt kontinuierlich Handlungsfähigkeit.

Vorbilder mit Gewinnerstory

Breuna, Marburg, Lichtenfels und Homberg zeigen, dass es funktioniert — und dass die verantwortlichen Bürgermeisterinnen und Bürgermeister damit politisch punkten. Nutzen Sie diese Praxisbeispiele in Ihrer Argumentation: Andere hessische Kommunen haben den Weg erfolgreich beschritten und politische Zustimmung gewonnen. Siehe die Seite Praxisbeispiele.

Unterstützung durch die LEA Hessen

Wir beraten bei der Aufbereitung von Entscheidungsvorlagen, der Entwicklung von Kernbotschaften und der Vorbereitung politischer Gremien.
buergerforum@lea-hessen.de

Phase 4 · Akzeptanz & Dialog

Stakeholder-Kommunikation

Zwischen Politik und breiter Bürgerschaft stehen die Akteure, die über Erfolg oder Scheitern eines Projekts oft direkt entscheiden: Flächeneigentümer, lokale Betriebe, Versorger, Naturschutz und Nachbarkommunen. Jede Gruppe hat eigene Interessen — und braucht eine eigene Ansprache.

Wer sind die zentralen Stakeholder — und was wollen sie?

Stakeholder	Was sie wollen	Die richtige Ansprache
Flächeneigentümer / Landwirte	Verlässlichkeit, faire Pacht, kein Streit im Dorf	Frühzeitig, persönlich, mit klarem Konzept und Pooling-Angebot. Verlässlichkeit schlägt Höchstgebot.
Lokale Betriebe	Günstige, planbare Energie, Standortsicherheit	Konkreter Nutzen: Direktbelieferung, stabile Preise, Wettbewerbsvorteil.
Lokaler Versorger / Stadtwerk	Auslastung, Mengengerüst, Geschäftsmodell	In die Pflicht nehmen, aber attraktives Mengengerüst bieten. Partner auf Augenhöhe.
Naturschutz / Verbände	Frühe Einbindung, Artenschutz, Transparenz	Früh beteiligen, nicht erst im Genehmigungsverfahren. Konflikte vorab klären.
Nachbarkommunen	Faire Lastenteilung, gemeinsame Chancen	Interkommunale Kooperation anbieten — Skaleneffekte gemeinsam heben.

Der Flächeneigentümer als Schlüsselakteur

Landwirte entscheiden nicht nur nach Pacht. Viele wollen wissen, ob das Projekt sinnvoll ist, ob die Gemeinde dahintersteht und ob es Streit im Dorf gibt. Wer früh mit einem durchdachten Konzept auf sie zugeht und ein Pooling mit fairen, einheitlichen Konditionen anbietet, gewinnt sie als Verbündete — und verhindert, dass einzelne überhöhte Pachtangebote die Dorfgemeinschaft spalten.

Den Versorger in die Pflicht nehmen

Der lokale Versorger ist technisch der Schlüsselpartner (Reststrom, Bilanzkreis, Endkundengeschäft). Viele Versorger haben die Kommune bisher links liegen lassen. Die Kommune sollte aktiv auf ihn zugehen — und ihm im Gegenzug das Mengengerüst aus gebündelten Flächen und gesicherten Abnehmern bieten, das sein Engagement lohnend macht.

Wo es schiefgehen kann — die typischen Konfliktlinien

Jede Gruppe birgt ein eigenes Risiko. Wer es früh kennt, kann gegensteuern, statt später zu reparieren.

Stakeholder	Mögliches Problem	Gegensteuern
Flächeneigentümer / Landwirte	„Zersicherung": konkurrierende Projektierer sichern sich überlappende Flächen; überhöhte Einzelpachten spalten das Dorf und treiben die Projektkosten	Früh und persönlich zugehen, Pooling mit einheitlichen Konditionen; bei begonnener Planung notfalls Veränderungssperre (§ 14 BauGB)
Lokale Betriebe	Werden übergangen und damit zu Gegnern — oder erwarten unrealistisch niedrige Preise	Früh als Ankerkunden einbinden, konkrete Direktstrom-Konditionen rechnen, den Standortnutzen belegen
Versorger / Stadtwerk	Blockiert, weil das Konzept das Bestandsgeschäft (z. B. Gas) berührt — oder will die Kommune außen vor halten	Mengengerüst und Partnerrolle attraktiv machen; eine glaubhafte Alternative (eigenes Regionalwerk, anderer Partner) offenhalten
Naturschutz / Verbände	Späte Einbindung führt zu Klagen, Genehmigungsverzug oder Projektstopp	Vor dem Genehmigungsverfahren beteiligen, Artenschutzkonflikte vorab klären, Monitoring zusagen
Nachbarkommunen	Konkurrenz um Flächen, Projektierer und Netzanschluss; Trittbrettfahren; Streit um die Lastenteilung	Interkommunale Vereinbarung früh schließen, Nutzen und Lasten klar aufteilen (z. B. Zweckverband)

Das übergeordnete Risiko: Tempo

Das größte Problem ist fast immer die Zeit. Projektierer sind schneller als Verwaltungen. Sind erst Einzelpachten unterschrieben oder Flächen zersichert, ist der kommunale Steuerungshebel — und damit die Bodenwertabschöpfung — weitgehend verloren. Wer früh ein Konzept und einen Pooling-Ansatz hat, behält die Initiative.

Unterstützung durch die LEA Hessen

Wir unterstützen bei der Stakeholder-Analyse, der Gesprächsvorbereitung und der Moderation zwischen den Interessengruppen.
buergerforum@lea-hessen.de

Phase 4 · Akzeptanz & Dialog

Bürgerkommunikation & Beteiligung

Bürgerbeteiligung heißt, Menschen nicht nur zu informieren, sondern ihnen echte Mitgestaltungsmöglichkeiten zu geben. Sie erhöht die Akzeptanz, bringt neue Ideen ein und verhindert, dass Konflikte eskalieren.

Kommunikation in Phasen

Frühe Phase (Ideen & Ziele): Infoabende, Befragungen oder digitale Plattformen bringen Themen ins Bewusstsein und holen erste Rückmeldungen ein
Planungsphase: Visualisierungen, Planungswerkstätten oder Bürgerforen machen komplexe Zusammenhänge verständlich
Umsetzungsphase: Baustellenkommunikation, Pressearbeit und transparente Updates halten Bürger:innen informiert und beugen Gerüchten vor

So gelingt es

Frühzeitig und kontinuierlich informieren — transparent über Chancen und Risiken
Verschiedene Kanäle nutzen: Infoabend, Infostand, Newsletter, Online-Plattform
Beteiligung zielgruppengerecht gestalten: von einfachen Feedback-Möglichkeiten bis zu Bürgerräten

Wichtige Voraussetzungen

Echter Gestaltungsspielraum, nicht nur Scheinbeteiligung. Offene Haltung bei Verwaltung und Politik. Zeit, Ressourcen und Personal einplanen. Beteiligung funktioniert nur, wenn sie ernst gemeint ist und klare Spielräume hat.

Das stärkste Argument: konkreter Nutzen

Bürger interessieren sich weniger für abstrakte Klimaziele als für konkrete Auswirkungen auf ihr Leben. Die überzeugendsten Botschaften: Ihre Wärmekosten werden planbar. Ihr Haus gewinnt an Wert. Ihr Arbeitsplatz im lokalen Betrieb wird sicherer. Sie können sich finanziell beteiligen und profitieren. Wer diese Vorteile glaubhaft und konkret vermittelt, braucht weniger Überzeugungsarbeit.

Schwer erreichbare Zielgruppen einbinden: Jugendliche, ältere Menschen, Landwirte oder Menschen mit Migrationshintergrund erreicht man selten über klassische Infoabende. Alternative Wege: Kooperationen mit Schulen, mobile Dialogformate (Infostand am Wochenmarkt), einfache Sprache, vertraute Multiplikatoren vor Ort.

Methoden & Werkzeuge

Infomarkt, Fishbowl, Fokusgruppen. Online-Beteiligung (Ideensammlungen, Konsultationen). Visualisierungen und Storytelling für komplexe Projekte. Im Bürgerforum Energiewende Hessen haben Kommunen Beteiligung sehr unterschiedlich umgesetzt — von großen Versammlungen über kreative Dialogformate bis zu intensiven Bürgerforen. Schon kleine Schritte können Vertrauen schaffen.

Unterstützung durch die LEA Hessen

Von der Auswahl des passenden Beteiligungsformats über die Moderation bis zur Nachbereitung — wir unterstützen Kommunen, Beteiligung wirkungsvoll und ressourcenschonend umzusetzen.
buergerforum@lea-hessen.de

Vertiefung & Vorlagen

Beteiligung im Prozess

Phase 4 · Akzeptanz & Dialog

Beteiligung im Prozess: Wo wer mitwirkt

Beteiligung ist kein einzelner Termin, sondern eine Schicht über dem gesamten Prozess. Zu jedem Schritt gibt es ein Fenster, in dem Akteure mitwirken können – und die Grundregel ist: je früher, desto gestaltbarer.

Prozessschritt	Wer kann mitwirken	Charakter
Strategie & Zielbild	Kommune, Bürger, Versorger	informell, hoch gestaltbar
Flächen & Bewertung	Eigentümer, HessenForst, Nachbarkommunen	informell, gestaltbar
Gesamtkonzept	Versorger, Abnehmer, Projektierer	vertraglich anbahnend
Planung & Genehmigung	Öffentlichkeit, Träger öffentlicher Belange	formal, eng begrenzt
Umsetzung & Betrieb	Bürger, Kommune	vertraglich gesichert

Was das in der Praxis bedeutet

Der größte Hebel liegt ganz vorn. Wer in der Strategiephase beteiligt, gestaltet; wer erst im Genehmigungsverfahren beteiligt, verwaltet nur noch Widerstand.
Die förmliche Beteiligung ersetzt keine echte Teilhabe. Auslegung und Einwendung erfüllen die Rechtspflicht, schaffen aber keine Akzeptanz – Verfahrensgerechtigkeit ersetzt keine Verteilungsgerechtigkeit.
Jeder Akteur hat sein Fenster. Versorger und Abnehmer in die Konzeptphase, Bürger früh in die Vision und später in die Teilhabe.

Drei Sätze für die Praxis

Beteiligung beginnt vor der Fläche, nicht im Genehmigungsverfahren. Markieren Sie zu jedem Schritt bewusst, wer mitwirkt – sonst entstehen Lücken, die später als Misstrauen zurückkommen. Das Pflicht-Minimum erfüllt das Gesetz, die Akzeptanz erarbeitet die frühe Phase.

Gute Gründe weitererzählen

Phase 4 · Akzeptanz & Dialog

Gute Gründe weitererzählen: Argumente, die ankommen

Windenergie wird von einer großen Mehrheit befürwortet – doch lokal dominieren oft die Bedenken. Die Kommunikationshilfe der FA Wind und Solar (2025) sammelt faktenbasierte Argumente und zeigt vor allem, wie man sie so erzählt, dass sie überzeugen.

Die guten Gründe – nach Themen

Feld	Worum es geht
Verträglichkeit vor Ort	sauber und sicher; ersetzt Luftverschmutzung; Schatten und Geräusche technisch minimiert und streng geregelt
Wirtschaft & Teilhabe	bringt die Region voran, schafft Arbeitsplätze, macht unabhängiger, liefert Strom zu stabilen Preisen
Kommunaler Nutzen	finanziert sichtbare Dinge vor Ort – Kitas, Straßen, Kultur
Zukunft & Region	sichert die Zukunft, ist aktiver Klimaschutz, schafft Generationengerechtigkeit
Gesellschaft & Natur	Mehrheit befürwortet, gemeinsam gestaltbar, naturverträglich, gute Energiebilanz

Hessische Anknüpfung: Als Beispiele nennt die Hilfe u. a. Ulrichstein und den Windpark Hohenahr – beide in Hessen. Regionale Belege wirken stärker als bundesweite Durchschnitte.

Wie man sie erzählt

An das Erleben anknüpfen – an regionale Identität und konkrete Erfahrungen, nicht als abstrakte Statistik.
Positive Emotionen statt reiner Fakten – Geschichten motivieren und geben Orientierung.
Als Erfolgsgeschichte weitergeben – konkrete Beispiele überzeugen mehr als jede Faktenliste (Vorreiter-Logik).
Keine Schönfärberei – authentisch und faktenbasiert bleiben.
Die schweigende Mehrheit aktivieren – sichtbar machen, dass Zustimmung die Regel ist.

Drei Sätze für die Praxis

Regionale Erfolgsgeschichten statt bundesweiter Statistiken – Ulrichstein wirkt vor Ort stärker als jede Durchschnittszahl. Jedes Argument mit konkretem, sichtbarem Nutzen verbinden. Die schweigende Mehrheit sichtbar machen nimmt der lauten Minderheit den Raum.

Phase 4 · Akzeptanz & Dialog

Konfliktprävention & -klärung

Wo Veränderungen anstehen, entstehen auch Konflikte. Gerade bei Energieprojekten sind Sorgen um Landschaft oder Kosten oft präsent. Konflikte lassen sich nicht vermeiden — aber sie lassen sich gestalten.

So gelingt es

Frühzeitig Signale für Konflikte wahrnehmen und benennen
Gespräche neutral moderieren lassen (externe Moderation oder Runde Tische)
Argumentationshilfen nutzen, um Mythen und Vorurteile zu entkräften
Faktenpapiere aktuell halten, um in kritischen Situationen vorbereitet zu sein
Beteiligte aktiv einbeziehen, statt sie nur zu informieren

Erfahrungen aus Hessen

Im Rahmen des Bürgerforum Energiewende Hessen wurden in über 100 Prozessen Konflikte rund um Wind- und Solarprojekte begleitet: von Bürgerversammlungen in Turnhallen über Runde Tische mit Eigentümer:innen bis zu moderierten Dialogverfahren mit Bürgerinitiativen. Die Erfahrung zeigt: Konflikte lassen sich nicht „wegdiskutieren". Aber durch klare Informationen, unabhängige Moderation und ernst gemeinte Beteiligung können verhärtete Fronten aufgebrochen werden — oft mit konstruktiven Lösungen für alle Seiten.

Methoden & Werkzeuge

Mediation: strukturierte Konfliktbearbeitung durch neutrale Dritte
Moderierte Runde Tische: Beteiligte auf Augenhöhe ins Gespräch bringen
Konfliktanalyse-Tools: Konfliktarten erkennen und passende Formate wählen
Argumentationskarten & Faktenpapiere: schnelle Hilfen gegen Mythen und Fehlinformationen
Planspiele & Visualisierungen: Auswirkungen sichtbar machen, Diskussionen versachlichen

Faktenchecks & Faktenpapiere des Bürgerforums

Öffentliche Expertendialoge, verständlich aufbereitet — die schnelle Faktenklärung gegen Mythen vor Ort. Alle Faktenchecks im Überblick →

Solar: Freiflächen-Solar · Agri-PV
Natur & Landschaft: Natur- und Umweltschutz · Windenergie & Landschaftsbild
Teilhabe: Rentabilität und Teilhabe
Speicher & System: Speicher in der Energiewende · Stabilität durch Flexibilität
Wind: Sicherheit von WEA · Infraschall und Schall · Faktenblatt HessenForst

Unterstützung durch die LEA Hessen

Konflikte rund um Energieprojekte lassen sich selten allein im Rathaus lösen. Neutral moderierte Gespräche, allparteiliche Prozessbegleitung und praxisnahe Argumentationshilfen machen den Unterschied. Wir stehen hessischen Kommunen mit Erfahrung aus zahlreichen Dialogverfahren zur Seite.
buergerforum@lea-hessen.de

Vertiefung & Vorlagen

Pauschale Kritik einordnen

Phase 4 · Akzeptanz & Dialog

Pauschale Kritik einordnen

Kommunen, die Energieprojekte gestalten, begegnen früher oder später pauschaler Kritik — in der Bürgerversammlung, im Gemeinderat, in den sozialen Medien. Entscheidend ist, zwei sehr verschiedene Dinge auseinanderzuhalten: konstruktive Kritik, die echte Schwächen benennt und die Sache besser macht — und den pauschalen Angriff, der die Energiewende als Ganzes in Zweifel zieht.

Erst unterscheiden, dann antworten

Nicht jede kritische Stimme will dasselbe. Die wichtigste Vorarbeit für jedes Gespräch ist deshalb die Einordnung — nicht, um Kritik abzuwehren, sondern um ihr gerecht zu werden. Konstruktive Kritik verdient eine ernsthafte Antwort und oft auch eine Korrektur am eigenen Vorgehen. Der pauschale Plausibilitätsangriff dagegen zielt nicht auf Verbesserung, sondern auf die Delegitimierung des gesamten Vorhabens. Er arbeitet mit wiederkehrenden Mustern, die im ersten Moment plausibel klingen, einer genauen Prüfung aber nicht standhalten.

Berechtigte Kritik — ernst nehmen und aufgreifen

Systemkosten sind real: Speicher, Netze und gesicherte Leistung müssen mitwachsen und kosten Geld.
Marktdesign und Netzentgelte sind reformbedürftig und prägen die Endkundenpreise stärker als die Erzeugung.
Die Verteilungsfrage ist berechtigt: Wer Lasten trägt, muss auch teilhaben.
Tempo, Bürokratie und Planungsdauer gehören zu Recht auf den Tisch.

Pauschaler Angriff — Methode erkennen

Will nicht verbessern, sondern das Vorhaben als Ganzes in Zweifel ziehen.
Nennt eine eindrucksvolle Zahl, aber selten die Vergleichsgröße.
Misst die Energiewende und ihre Alternative mit zweierlei Maß.
Verschiebt die Sachfrage auf eine Gesinnungsfrage („Ideologie", „Mythos").

Der entscheidende Punkt

Berechtigte Einwände sind kein Gegner, sondern der Maßstab, an dem sich dieser Kompass selbst ausrichtet: Das integrierte Konzept aus Flächensteuerung, Sektorenkopplung und kommunaler Wertschöpfung ist die Antwort auf genau diese Schwächen. Wer konstruktive Kritik aufgreift, statt sie abzuwehren, macht die eigene Position stärker — nicht schwächer.

Sieben wiederkehrende Muster

Die meisten pauschalen Angriffe lassen sich auf eine kleine Zahl von Mustern zurückführen. Zu jedem gehört eine einfache Prüffrage, die das Gespräch zurück auf die Sachebene holt — ohne den Gegenüber abzuwerten.

Muster	Wie es klingt	Prüffrage
Selektive Systemgrenze	„Bei den Erneuerbaren muss man Speicher, Netze und Reservekraftwerke dazurechnen."	Wird die Alternative mit demselben Maß gemessen — samt ihrer eigenen Folgekosten?
Bruttosumme statt Mehrkosten	„Die Energiewende kostet Billionen — pro Kopf sind das Zehntausende Euro."	Ist das der Mehrpreis gegenüber dem Weiter-so, oder eine Summe, die zu großen Teilen ohnehin anfiele?
Investition als Verlust	„Das kostet uns Milliarden."	Entsteht ein Vermögenswert und werden Brennstoffkosten gespart — oder ist das wirklich verlorenes Geld?
Nur eine Bilanzseite	„So teuer ist die Energiewende."	Wo ist die Gegenrechnung: gesparte Importe, regionale Wertschöpfung, vermiedene Folgekosten?
Der unsichtbare Maßstab	„Mit Kernkraft oder Gas wäre alles günstiger."	Hält die genannte Alternative demselben Kosten- und Machbarkeitsmaßstab stand?
Monokausalität	„Die Energiewende ruiniert die Industrie."	Hat das Problem wirklich nur diese eine Ursache — oder auch Nachfrage, Wettbewerb, Zinsen?
Momentaufnahme	„Strom ist teuer und obendrein schmutzig."	Ist die Zahl aktuell — und beschreibt sie einen Übergangszustand oder das Zielsystem?

Die eine Prüffrage

Fast alle Muster laufen auf dasselbe hinaus: Es wird nicht mit gleichem Maß gemessen. Bei der Energiewende werden alle Folgekosten und Risiken voll eingerechnet, bei der Alternative wird die Systemgrenze enger gezogen. Die wirksamste — und fairste — Antwort ist deshalb keine Gegenbehauptung, sondern eine Rückfrage: Messen wir hier mit demselben Maßstab?

So antworten Sie souverän

Zuerst das Berechtigte anerkennen. Wer den wahren Kern eines Einwands bestätigt, gewinnt Glaubwürdigkeit und nimmt der Schärfe die Spitze.
Die Methode ansprechen, nicht die Person. „Diese Rechnung lässt eine Seite weg" ist stärker und fairer als ein Vorwurf über Motive.
Mit gleichem Maß zurückfragen, statt sofort eine Gegenzahl zu liefern. Die Frage nach dem Maßstab trägt weiter als ein Zahlenduell.
Die Gegenrechnung konkret und lokal machen: gesparte Importkosten, Wertschöpfung vor Ort, planbare Wärmepreise.
Bei eigenen Schwächen ehrlich bleiben. Wo die Umsetzung Fehler hat, sie zu benennen ist kein Zugeständnis, sondern ein Glaubwürdigkeitsgewinn.

Die Falle vermeiden

Der häufigste Fehler im Umgang mit pauschaler Kritik ist die empörte Abwehr — oder das Spiegeln: dem einen Lager ein Gegenlager entgegenzusetzen. Beides bestätigt genau das Muster, das den Angriff trägt: dass es nicht um die Sache geht, sondern um Gesinnung. Wer pauschal zurückkeilt, eigene Fehler leugnet oder Kritiker als Gegner markiert, verliert die unentschiedene Mitte — und auf die kommt es an.

Der stärkste Beleg steht vor Ort

Am Ende überzeugt kein Argument so sehr wie das sichtbar bessere Projekt. Wo eine Kommune über Flächensteuerung, Sektorenkopplung und Beteiligung reale Wertschöpfung, günstige Wärme und Einnahmen schafft, läuft die pauschale Behauptung „das rechnet sich nicht" ins Leere. Der beste Konter gegen den Plausibilitätsangriff ist die nachprüfbare lokale Realität — genau das, was dieser Kompass ermöglicht.

Verwandt im Kompass: Konfliktprävention & -klärung · Gute Gründe weitererzählen · Bürgerkommunikation

Praxisbeispiele

Sonne, Wind, Wärme & Wirtschaft

Hessische Vorreiterprojekte zeigen, wie integrierte Strom- und Wärmekonzepte zum politischen und wirtschaftlichen Erfolgsmodell werden — von der Direktleitung über das Flächenpooling bis zur interkommunalen Kooperation. Ergänzt um zwei Vorbilder aus Rheinland-Pfalz.

Marburg — Direktleitungen zu großen Wirtschaftsakteuren

Bürgermeisterin Nadine Bernshausen · Stadtwerke Marburg (100 % kommunal)

In der Universitätsstadt Marburg wurden durch eine Kooperation mit den Stadtwerken Direktleitungen vom Windpark zu großen Abnehmern angebahnt — unter anderem zum Pharmastandort. Geplant sind 7 Windenergieanlagen (je rund 7 MW) auf den Lahnbergen (Vorranggebiete Bürgeler Gleichen und Lichter Küppel), zusammen über 50 MW. Für Marburg ein Meilenstein zur günstigen Energieversorgung und Sicherung von Arbeitsplätzen — für Klinik und Industrie ein Standortvorteil, weil die Energiekosten sinken und die Wettbewerbsfähigkeit steigt.

Lerneffekt: Direktleitungen zu Großabnehmern machen Windprojekte unabhängig vom EEG und sichern Arbeitsplätze. Präsentation

Breuna — Direktleitung zum eigenen Wärmenetz

Bürgermeister Jens Wiegand · 3.372 Einwohner · Energie-Kommune des Monats März 2025

Breuna nutzt Windenergie und PV vor Ort, um kostengünstig ein lokales Wärmenetz zu betreiben. Die Gemeinde hat dazu ein eigenes kleines „Stadtwerk" gegründet und eine Heizzentrale mit Großwärmepumpe gebaut. So füllt sich nicht nur die Gemeindekasse für Investitionen in Infrastruktur und Daseinsvorsorge — den Bürgerinnen und Bürgern können konkret günstige Wärmepreise angeboten werden.

Zahlen: 28 MW Windpark, 6 MW Agri-PV, 2 MW Großwärmepumpe, 26 km Trassenlänge, 38 Mio. € Investition (16 Mio. € BEW-Förderung), 1.020 potenzielle Anschlussobjekte, 65°C am Kunden.

Lerneffekt: Auch eine kleine Gemeinde kann eigene Gemeindewerke gründen und Wärme in Eigenregie liefern. Präsentation

Homberg (Ohm) — Kooperation mit der Energiegenossenschaft

Bürgermeisterin Simke Ried · Energie Homberg (Ohm) GmbH

Gemeinsam mit der Energiegenossenschaft Vogelsberg hat Homberg die Energie Homberg (Ohm) GmbH gegründet. Dahinter steht ein Pilotprojekt, das Erzeugung, Speicherung, Wärmeabnahme und E-Mobilität verbindet. Die kommunale Wärmeplanung wurde von einem umfangreichen Kommunikationskonzept flankiert. Ein Beispiel, wie man durch intelligente Konzepte nicht nur finanziell profitiert, sondern auch für Akzeptanz vor Ort sorgt.

Lerneffekt: Eine gemeinsame Gesellschaft mit einer Genossenschaft sichert kommunalen Einfluss ohne eigenes Stadtwerk. Präsentation

Lichtenfels — Aufbau eines Flächenpools

Bürgermeister Henning Scheele

Häufig sind Kommunen gar nicht die Flächeneigentümer und haben nur eingeschränkte Handlungsmöglichkeiten. Wie sich auch dann noch Gestaltungsspielräume schaffen lassen — selbst wenn der „Wettlauf der Projektierer" längst begonnen hat — zeigt Lichtenfels. Bürgermeister Scheele hat mit allen beteiligten Landwirten ein Flächenpooling verabredet. Dass die Lösung in nur einem Wochenende erarbeitet wurde, zeigt, wie erfolgreich Kommunen sein können, wenn alle an einem Strang ziehen.

Geplant: Power-to-Heat-Konzept mit Solar, Wind, Elektrodenheizkessel, Fernwärmespeicher und Fernwärmenetz. Poolvertrag mit 75 % Stimmrecht-Quorum.

Lerneffekt: Flächenpooling schafft Verhandlungsmacht auch ohne kommunales Eigentum. Präsentation

Alzenau & Freigericht — Kooperation über Länder- und Kreisgrenzen

Bürgermeister Stephan Noll (Alzenau) · hessisch-bayerische Grenze

Wie man über Länder- und Kreisgrenzen hinweg ein gemeinsames Windenergieprojekt umsetzt und dann auch noch eine Direktleitung zu einem großen Abnehmer realisiert, zeigt dieses Projekt. Bürgermeister Noll fasst zusammen, was wichtig ist, um mit vielen Akteuren erfolgreich im Dialog zu arbeiten und dabei die Bürgerinnen und Bürger mitzunehmen. Besonders interessant: eine Entwicklungs- und Betreibergesellschaft, die kommunale Wertschöpfung ermöglicht.

Lerneffekt: Interkommunale Kooperation — sogar über Bundeslandgrenzen — ermöglicht Projekte und Wertschöpfung, die einzeln nicht machbar wären.

Hungen — Potenzialanalyse mit Stakeholdergruppe

Bürgermeister Rainer Wengorsch

Hungen steuert den Ausbau Erneuerbarer strategisch und verbindet ihn mit der Wärmeplanung. Eine Potenzialanalyse für Wind- und Solarenergie wird gemeinsam von der Gemeinde, einer Stakeholdergruppe und der Kommunalberatung DKC durchgeführt. Die Stakeholdergruppe mit Mitgliedern aus Landwirtschaft, Politik, Naturschutz, Wirtschaft und Verwaltung integriert lokale Belange frühzeitig, schafft Transparenz und stellt die Flächenbereitstellung auf eine breite Basis.

Lerneffekt: Eine frühzeitige, rechtssichere Potenzialanalyse mit breiter Beteiligung legt das Fundament für akzeptierte Flächenausweisung.

Hünfeld — Batteriespeicher als kommunales Instrument

Stadtwerke Hünfeld

Stadtwerke Hünfeld nutzen einen Batteriespeicher als kommunales Instrument gegen Strompreisschwankungen. Der Speicher wird direkt am Erzeugerstandort betrieben (Co-Location), stabilisiert das lokale Netz und erzielt Erlöse aus der Vermarktung von Flexibilität.

Lerneffekt: Speicher sind nicht nur Technik, sondern ein wirtschaftliches Instrument — auch für kleinere Kommunen. Präsentation

Über die Landesgrenze: Vorreiter aus Rheinland-Pfalz

Hessens Nachbarland liefert zwei lehrreiche Modelle — der Landkreis, der Wertschöpfung seit über 15 Jahren konsequent vor Ort hält, und die Verbandsgemeinde, die im Verfahren gelernt hat, dass nur aktives Gestalten Steuerung und Akzeptanz sichert.

Rhein-Hunsrück-Kreis — Wertschöpfung vor Ort als Akzeptanzmotor

Rheinland-Pfalz · „Energiekommune des Jahrzehnts" · seit den 1990er-Jahren

Der Rhein-Hunsrück-Kreis hat aus einer strukturschwachen Region einen bilanziellen Stromexporteur gemacht und gilt als Paradebeispiel der dezentralen Energiewende. Entscheidend ist nicht nur der Zubau (über 270 Windenergieanlagen), sondern was mit den Einnahmen geschieht: Die jährliche regionale Wertschöpfung wird auf rund 44 Mio. € beziffert, die Windpacht-Einnahmen der Ortsgemeinden auf rund 7,8 Mio. € jährlich. Viele Gemeinden geben einen Teil davon über kommunale Förderrichtlinien direkt an die Bürgerschaft zurück — für private Energiesparmaßnahmen, PV-Anlagen, Speicher, sogar Balkon-PV (rund 30 % Zuschuss) und LED-Tauschtage.

Lerneffekt: Akzeptanz entsteht, wenn die Windpacht sozial gerecht „an Ort und Stelle" zurückfließt — unabhängig von Eigentum, für Mieter wie Hausbesitzer. Der Solidarpakt mit pachtfreien Nachbargemeinden entschärft zusätzlich Neiddebatten. Vorbild für jede hessische Kommune, die ihre EE-Einnahmen sichtbar machen will. (Modellgemeinden u. a. Schnorbach, Neuerkirch, Mastershausen.)

VG Bad Bergzabern — vom Reagieren zum aktiven Steuern

Rheinland-Pfalz · Landkreis Südliche Weinstraße · Kommunale Energie Bad Bergzaberner Land (KEBBL, AöR)

Die Verbandsgemeinde Bad Bergzabern hat die Energiewende institutionell verankert: Sie gründete eine eigene Anstalt des öffentlichen Rechts — die „Kommunale Energie Bad Bergzaberner Land" (KEBBL, Satzung 15.01.2025) —, ließ Wind- und PV-Potenzialanalysen erstellen und arbeitet an einem kommunalen Wärmeplan. In einem touristisch und naturschutzrechtlich sensiblen Gebiet (Biosphärenreservat Pfälzerwald) ist Flächensicherung heikel — und gerade deshalb steuerungsintensiv. Die Erfahrung im Planungsprozess: Wer gestalten und Akzeptanz erhalten will, muss früh selbst die Flächensicherung in die Hand nehmen, statt sie Externen zu überlassen.

Lerneffekt: Eine kommunale AöR gibt die Hand ans Steuer — und ist auch in Hessen seit 2019 möglich (§ 126a HGO). Mehr zur Trägerstruktur im Baustein Gesellschaftsformen & Betreibermodelle. Regionaler Bürgerenergie-Anker ist die VR Energiegenossenschaft Südpfalz.

Alle Videos und Präsentationen

Die vollständigen Video-Statements der Bürgermeisterinnen und Bürgermeister sowie alle Präsentationen finden Sie auf den Veranstaltungsseiten der LEA Hessen: Sonne, Wind, Wärme & Wirtschaft und Nordhessenkonferenz 2025.

Werkzeuge & Unterstützung

Die LEA Hessen an Ihrer Seite

Von der Fördermittelberatung über Wärmeplanung bis zum Bürgerdialog — hier finden Sie alle Angebote und Tools, die Ihre Kommune bei der Energiewende unterstützen.

Ihr Feedback macht den Kompass besser

Wir entwickeln dieses Werkzeug gemeinsam mit Kommunen weiter. Vier Fragen, zu denen wir Ihre Praxis-Einschätzung suchen: 1. Ist interkommunale Flächensicherung — gemeinsames Zugehen auf Eigentümer — bei Ihnen realistisch? Was wäre nötig? 2. Welche Abschätzungen fehlen Ihnen, z. B. zum ökonomischen Effekt von Wärmenetz plus Direktstromanbindung? 3. Wie realistisch sind die Zeitpläne — und welche Erwartungen weckt die Wärmeplanung bei Ihnen vor Ort? 4. Funktioniert der Kompass in der Gremienarbeit und der Kooperation mit Nachbarkommunen — was müsste teilbar oder individuell zusammenstellbar sein? Antworten gern an buergerforum@lea-hessen.de — oder direkt in unseren Workshops.

LEA-Beratungsangebote

📞

Bürgerforum Energiewende Hessen

Moderation, Mediation, Faktenchecks, Dialogformate

💶

Fördermittelberatung

Kostenfreie Beratung + monatliche Online-Sprechstunde

🌡️

Kommunale Wärmeplanung

Von der KWP über Quartierskonzept bis Wärmenetz

🏘️

Quartiere energetisch sanieren

KfW 432, Sanierungsmanagement, Quartierskonzepte

🌍

Klima-Kommunen Hessen

Bündnis für Klimaschutz — bis 75 % Förderquote

🔧

Contracting-Beratung

Energiesparen ohne eigene Investition

Online-Tools für Ihre Planung

☀️

Solar-Kataster Hessen

Potenziale für PV auf Dächern UND Freiflächen — 2024 um FF-PV-Funktionen erweitert (Wirtschaftsministerium + LEA)

🛰️

WebGIS Fernerkundung — FF-PV-Flächenpotenziale

Landesweite Analyse der Flächenpotenziale für Freiflächen-PV mittels Fernerkundungsdaten — Landesplanung Hessen

🗺️

Kartendarstellung benachteiligte Gebiete (EEG)

Förderfähige Flächen für FF-PV nach EEG — Landesplanung Hessen

🌡️

Wärmeatlas Hessen

Interaktive Karte mit Wärmebedarfsdaten + Abwärmequellen — eGovernment-Preis 2024

💨

Windenergie in Hessen (LEA)

Windpotenziale, Vorranggebiete, aktuelle Zahlen

📋

Online-Leitfaden Kommunale Wärmeplanung

Schritt für Schritt zur kommunalen Wärmeplanung

📊

Interaktive Karte finanzielle Teilhabe (FA Wind)

Prüfen Sie, welche § 6 EEG-Zahlungen Ihrer Kommune zustehen

🏗️

Regionalpläne Hessen (WebGIS)

Vorranggebiete Wind, Regionalpläne aller drei Planungsregionen

Veranstaltungen & Netzwerke

🎤

Wärmewende-Forum Hessen

Jährliche Plattform zur kommunalen Wärmewende — 300+ Teilnehmer

🗣️

Nordhessenkonferenz 2025

Alle Präsentationen und Videos — Best Practice aus 5 Kommunen

🌐

deENet e.V.

Kompetenznetzwerk dezentrale Energietechnologien

Bundesweite Leitfäden

📕

FNR: Erneuerbare-Energie-Kommunen (2024)

Leitfaden für nachhaltige Energieversorgung in Dörfern und Städten

📗

NKI Forum Synergiewende: Sektorenkopplung (2026)

Handlungsleitfaden: Strom, Wärme und Mobilität verbinden

📘

Bayern LENK: Kommunale Flächensicherung (7 Module)

Von der Potenzialerhebung bis zur Partnerwahl

📙

KEA-BW: Leitfaden Kommunales Flächenpooling

Win-win: Steuerung, Dorffrieden, Beschleunigung

📒

LENA Sachsen-Anhalt: Arbeitshilfen Windenergie

Kommunen an Steuer der Windenergieentwicklung

Querschnitt · Vorreiter & Praxis

Vorreiterbeispiel: Energiegemeinschaft Schlei

Vorreiterbeispiele machen aus „könnte gehen" ein „geht nachweislich". Die Energiegemeinschaft Schlei (Stadt Schleswig) verbindet fast alle Elemente des kommunalen Prozesses in einem realen Projekt.

Was dort passiert

Solarpark an der A7 (Dannewerk): rund 5–6 ha, etwa 6 MWp, mit Batteriespeichern – Co-Location von Anfang an.
Windvorhaben in der Region, interkommunal mit mehreren Kommunen abgestimmt.
Pachtmodell: die Stadt verpachtet an die Genossenschaft; Anteile und Stimmrechte überwiegend in der Region. Strom und Wärme für Haushalte und Unternehmen.

Warum es zum Prozess passt

Element	Im Schleier Beispiel
Kooperation statt Konkurrenz	Stadt + Stadtwerke + Nachbargemeinden + Bürgergenossenschaft
Sektorenkopplung	Strom und Wärme zusammen – für Haushalte und Betriebe
Speicher / Co-Location	Batteriespeicher direkt am Solarpark
Interkommunale Bündelung	Windvorhaben über mehrere Kommunen
Teilhabe	Anteile und Stimmrechte überwiegend in der Region

Das kommunalrechtliche Vorbild

Das Verpachtungsmodell (z. B. Sprakebüll) löst ein häufiges Problem: Die Genossenschaft lebt vom Grundsatz „eine Person, eine Stimme", während die Gemeinde sich Einfluss im Maß ihrer Beteiligung sichern muss. Lösung: Die Gemeinde finanziert die Infrastruktur vor und verpachtet sie an die Genossenschaft; ein drittelparitätischer Aufsichtsrat (Gemeinde, Erzeuger, Bürgerschaft) wurde von der Kommunalaufsicht akzeptiert. Auf hessische Projekte übertragbar.

Ehrlich zur Übertragbarkeit

Übertragbar sind das Kooperationsmodell, die frühe Stadtwerks-Einbindung, das Verpachtungs-/Aufsichtskonstrukt und die Speicher-Co-Location. Schleswig-Holstein hat aber eigene Landesinstrumente – das Beispiel zeigt das Prinzip, nicht die 1:1-Förderkulisse.

Querschnitt · Vorreiter & Praxis

Vorreiterbeispiele aus anderen Bundesländern

Eine Reihe weiterer Projekte zeigt, dass der integrierte, kooperative Ansatz bundesweit funktioniert – teils erstaunlich deckungsgleich mit dem hessischen Prozess gedacht.

District Energy / „Dorfkraftwerk" – Landkreis Mittelsachsen

Das passendste Cluster: Kommune, Bürgerschaft und Partner bauen unter dem Modell „dorf.energy" eine lokale Versorgung aus Biogas, Solar- und Windstrom plus Nahwärme. Günstiger Bürger- und Gewerbestrom; Bürgerbeteiligung mit kleinen Beträgen; Ergebnisbeteiligung der Kommune nach Projektangaben selten unter 100.000 €/Jahr, 20 Jahre fest, nicht auf die Kommunalfinanzierung anrechenbar. Flankiert vom Werkstattverfahren „Mittelsachsen macht Wind" (mit Koop-Wind) und der Bürgerenergie-Plattform WirMachenEnergie eG. Ein Bürgermeister dort bringt die Steuerungslogik auf den Punkt: kommunale Flächenausweisung nutzen, statt auf die Regionalplanung zu warten.

ansvar2030 – methodisch verwandter Akteur

Der Dienstleister hinter dem Mittelsachsen-System ist methodisch fast deckungsgleich mit dem LEA-Ansatz: Energieleitplanung, Wärmevision, Akteursallianzen, Projektgesellschaft. Kommunikationshaltung sinngemäß: lokaler Zukunftskonsens entsteht durch den Wunsch nach wirtschaftlicher Stärke, nicht durch Apokalypse-Predigt – exakt der Nutzen-Frame. Zugleich ein potenzieller Wettbewerber im Beratungsfeld; gut zu beobachten.

Feldheim & Bakum

Feldheim (Brandenburg) – die Direktleitungs-Blaupause: eigenes Ortsnetz, Strom fließt direkt vom Windpark, ohne öffentliches Verteilnetz. Sonderkonstellation, nicht 1:1 übertragbar.
Bakum (Niedersachsen) – Anschlussbündelung mit Zahlen: fünf kommunale Liegenschaften über einen gebündelten Hausanschluss, PV + 300-kW-Speicher, Stromzukauf fast halbiert (~339.000 → ~180.000 kWh), Amortisation ca. 8 Jahre, Energy-Sharing-Pilot.

Drei Sätze für die Praxis

Diese Beispiele laufen, mit Zahlen und Namen – genau das überzeugt. Mittelsachsen zeigt, dass der hessische Ansatz anderswo schon Form annimmt – Anlass, schnell und sichtbar zu liefern. Übernehmen Sie das Prinzip, nicht die Förder- und Rechtskulisse.

Querschnitt · Werkzeuge & Leitfäden

Weiterführende Werkzeuge & Leitfäden

Der Kompass muss nicht alles selbst leisten. Sinnvoll ist, gezielt auf geprüfte Werkzeuge zu verweisen und den eigenen Mehrwert davon abzugrenzen. Geordnet nach Themen.

Integrierte Werkzeuge & Mustervorlagen (LEA Hessen)

Direkt eingebaut — kein Download nötig. Alle Muster stammen aus der LEA/KEEA-Werkzeugkiste.

📐

Bauleitplanung, Sektorenkopplung & Bodenwertabschöpfung →

Interaktives Tool: Steuerungsinstrumente, Abschöpfungsmechanismen, §11 BauGB — mit Entscheidungsbaum und Checklisten.

🧮

Kalkulationshilfe: Das Strom-Wärme-Gesamtkonzept →

Vollständige Durchrechnung des integrierten Konzepts — Strom, Direktleitung, Wärmepumpe, Netz, Fonds. Alle Werte anpassbar.

📋

Muster: Städtebaulicher Vertrag §11 BauGB →

Abschöpfung des planungsbedingten Bodenmehrwerts, physische & finanzielle Sektorenkopplung. Vorbereitender Rahmenvertrag vor der Bauleitplanung.

🏭

Muster: Kostenübernahmevertrag Rechenzentren-Abwärme →

Beteiligung von Rechenzentrums-Betreibern am Ausgleich der CO₂-Folgen, physische Abwärmenutzung im Wärmenetz.

🗺️

Muster: Flächenpooling-Vereinbarung →

Gemeinsame Flächenbereitstellung vor dem Konzeptwettbewerb — verhindert Zersicherung und Überbietung durch einzelne Projektierer.

💰

Muster: Satzung Energiefonds →

Sondervermögen für Wärmeprojekte (§ 115 HGO) — nimmt Mittel aus städtebaulichen Verträgen auf und gibt sie zweckgebunden aus.

Freiflächen- & Agri-Photovoltaik (LEA / Bürgerforum Hessen)

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LEA-Leitfaden: Freiflächen-PV aus kommunaler Sicht (2024)

72 Seiten: Prozessschritte, Steuerungsinstrumente, Beteiligungs- und Betreibermodelle, fünf Rollen · siehe Baustein „Freiflächen-PV steuern“

🌾

FF-Solar Hessen – Hinweise Landwirtschaft · Naturschutz · Vergütung & Planung

Drei thematische Kurzinformationen der LEA Hessen rund um Freiflächensolar.

📜

Hessische Freiflächensolaranlagenverordnung (FSAV)

Öffnet „benachteiligte landwirtschaftliche Gebiete“ für die EEG-Vergütung.

🗣️

Bürgerforum – Freiflächen-Solar & Agri-PV

Broschüren, Online-Seminare, Faktenchecks und Dialogangebote rund um Freiflächen- und Agri-PV.

☀️

Solar-Kataster Hessen – Freiflächenrechner

Erste Einschätzung der baurechtlichen Genehmigungsmöglichkeiten und Förderfähigkeit potenzieller Flächen.

Wärmeplanung – auf den zentralen Hub verweisen

🏛️

KWW Halle (dena) – Kompetenzzentrum Kommunale Wärmewende

Bundesweiter Hub: Leitfaden Wärmeplanung, Leitfaden Akteursbeteiligung, Technikkatalog, Wärmewendeatlas, Mustervorlagen. Fast alle Länder verweisen hierauf.

🔥

LEA Hessen – Kommunale Wärmeplanung & Wärmewende Forum

Hessischer Pflichtrahmen, interkommunaler Austausch, Mediation, Wärmeprojekt-Rechner · intern verlinken

Wärmenetze & Strategie

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Böll-Stiftung / IÖW – „Kommunale Wärmewende strategisch planen" (2024)

Stärkster strategischer Leitfaden, deckungsgleiche Philosophie · CC-Lizenz

📑

IÖW – Reihe „Suburbane Wärmewende" (SubWW, 2025)

Drei Infoblätter: Umsetzungsprozess, Betreibermodelle, Fallbeispiel Weyhe · siehe Baustein „Wärmenetze umsetzen"

🔟

Bayern (StMWi/LfU) – „Wärmenetze in Kommunen: In zehn Schritten zum Wärmenetz"

Sehr konkreter, prozessorientierter Leitfaden über den Energie-Atlas Bayern

Unternehmen & Grünstrom

⚡

NRW.Energy4Climate – „Grünstromversorgung für Unternehmen"

PPA, Direktleitung, On-Site, Eigenversorgung · siehe Baustein „Grünstrom & PPA"

Beteiligung, Steuerung & Dialog

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SAENA (Sachsen) – Dialog- & Servicestelle

Workshop-Konzept und Umfrage-Tool zur finanziellen Bürgerbeteiligung

🌱

LENA (Sachsen-Anhalt) – Leitfäden & Landesnetzwerk „Energie und Kommune"

Kommunale Wärmeplanung, PV-Eigenversorgung, Wertschöpfung & Bürgerbeteiligung

🧰

Koop-Wind & FA Wind und Solar

Werkzeugkasten Beteiligung; „Gute Gründe weitererzählen" · siehe eigene Bausteine

📋

Klimaschutz-Toolbox (BMUKN / NKI)

Steuerungsinstrumente mit Musterformulierungen · dosiert, allgemeiner Klimaschutz

Namensgleichheit beachten

Die FernUniversität in Hagen entwickelt ein gleichnamiges Tool „Energiewende-Kompass" – dieses richtet sich jedoch an einkommensschwache Haushalte (Stromtarif, Einsparung) und ist inhaltlich nicht mit dem kommunalen LEA-Kompass verwandt. Relevanz: Verwechslungs- und SEO-Risiko im Blick behalten.

Drei Sätze für die Praxis

Verweisen statt duplizieren – wo ein geprüftes Werkzeug existiert, spart das Aufwand und erhöht die Glaubwürdigkeit. Den eigenen Mehrwert klar abgrenzen: der Kompass ist das integrierte, strom- und wärmeübergreifende Angebot. Die Namensgleichheit mit dem Hagener Tool nicht übersehen.

Phase 3 · Finanzierung & Wirtschaftlichkeit

Finanzierung & Förderung

Wer ein integriertes Energiekonzept umsetzen will, braucht Kapital – und die Bank ist heute ein anspruchsvollerer Partner als noch vor Jahren. Wie sich Kommunen, Genossenschaften, Versorger und gemeinsame Gesellschaften finanzieren, welche Banken aktiv sind und wie ein Bankgespräch gelingt.

Förderprogramme im Überblick

Programm	Wofür	Konditionen
WIBank-Nachrangkapital	Eigenkapitalstärkung kommunaler Versorger (wirkt wie Eigenkapital)	1 Mrd. € Programm, bis 30 % der Kosten, max. 100 Mio. €/Unternehmen, bis 30 J., 100 % Landesbürgschaft
BEW	Wärmenetze (Neubau + Transformation)	Bis 40 % Investitionszuschuss
KfW 432	Energetische Quartierssanierung + Sanierungsmanagement	Bis 75 % Zuschuss für Konzept & Management
Kommunalrichtlinie (NKI)	Klimaschutzmanagement, investive Maßnahmen	Bundesförderung, erhöhte Quoten für finanzschwache Kommunen
Klimarichtlinie Hessen	Klima-Kommunen: Konzepte, Personal, Maßnahmen	Bis 75 % Förderquote für Mitglieder

Der Energiefonds als verbindendes Element

Der Energiefonds ist das Instrument der finanziellen Sektorenkopplung. Er wird aus der Abschöpfung der planungsbedingten Bodenwertsteigerung gespeist (über städtebaulichen Vertrag, § 11 BauGB) und zweckgebunden für Wärmeprojekte eingesetzt:

Zuschüsse für eine zentrale Großwärmepumpe oder Heizzentrale
Mitfinanzierung des Nah-/Fernwärmenetzes
Förderung von Wärmepumpen in Privathaushalten (dort, wo kein Netz kommt)
Investitionszuschüsse über eine Handwerkerallianz

Rechtlich kann der Fonds als zweckgebundenes Sondervermögen (§ 115 Abs. 1 Nr. 2 HGO) eingerichtet werden. Wichtig: Die Mittel müssen einen realen Bezug zum EE-Projekt haben — sonst greift das Kopplungsverbot.

Cashflow-Strategie

Der Charme des integrierten Ansatzes: Erste Erlöse aus Stromprojekten (Direktvermarktung, Direktbelieferung) und die Bodenwertabschöpfung speisen den Energiefonds — der wiederum die Wärmeinfrastruktur finanziert. Jede Phase finanziert die nächste. Das reduziert den Bedarf an kommunalem Eigenkapital erheblich.

Weiterführende Links

Was Banken heute erwarten

Das Beratungshaus BET beobachtet einen Wandel in der Finanzierung kommunaler Versorger: Das implizite Vertrauen allein in „kommunales Eigentum" trägt nicht mehr – auch weil viele Kommunen selbst unter Druck stehen, Gewerbesteuern schwanken und Ausschüttungserwartungen steigen. Geprüft wird heute sehr konkret:

Ein glaubwürdiger Verschuldungspfad – nachvollziehbar, wie die Schulden über die Zeit tragfähig bleiben.
Eine integrierte Langfristplanung über alle Sparten – Strom, Wärme, Netz, Speicher zusammen gedacht, nicht in Silos.
Ein belastbares Reporting, das auch in der Marktfolge der Bank standhält.
Eine überzeugende Darstellung der Strategie – die Zahlen müssen in eine schlüssige Geschichte eingebettet sein.

Die Logik dahinter ist einfach: Wer diese Punkte belastbar liefert, behält Verhandlungsmacht – auch bei hohem Investitionsbedarf und enger werdenden Erlösspielräumen. Wer sie nicht liefert, zahlt Risikoaufschläge oder verliert den Zugang zu attraktiven Konditionen.

Nach: BET Consulting (Seidel/Iskakov, 2026), „Verschuldung, Reporting, Storytelling – Was Banken heute von Stadtwerken erwarten". BET ist ein etablierter Energiewirtschafts-Berater (Aachen) und bietet u. a. einen kostenlosen Finanzierungs-Check als Webtool, mit dem sich die eigene Finanzierungsstruktur aus Bankensicht einschätzen lässt. Paraphrasiert.

Finanzierung nach Akteur

Akteur	Finanzierungsweg	Besonderheit
Kommune	Kommunalkredit, ggf. über eine AöR	günstigste Konditionen (Kommunalkredit-Charakter); die AöR hat eigene Kreditfähigkeit und über Anstaltslast/Gewährträgerhaftung Top-Bonität – ihre Schulden erscheinen nicht im Kernhaushalt
Genossenschaft	Mitgliederkapital plus Genossenschaftsbank-Kredit	Bürgerbeteiligung liefert Eigenkapital; Genossenschaftsbanken kennen die eG-Struktur aus eigener Rechtsform
Versorger / Stadtwerk	Projekt- und Cashflow-Finanzierung	verlangt die integrierte Spartenplanung (siehe oben); Erlössicherheit ist der Schlüssel
Gemeinsame Gesellschaft	Mix aus kommunalem und privatem Eigenkapital plus Bankdarlehen	private Partner verbessern die Bonität; die Kommune sichert Steuerung über eine Sperrminorität (> 25 %)

Die Bankenlandschaft im Bereich Erneuerbare

🤝

Genossenschaftsbanken (VR-Banken)

Traditionelle Partner für Bürgerenergie – die VR Energiegenossenschaft Südpfalz etwa wurde von regionalen VR-Banken mitgegründet. Berliner Volksbank u. a. finanzieren Wind-/Solarparks und Genossenschaften, oft mit PPA als Erlössicherung.

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Sparkassen

Kommunal verankert (kommunale Träger) – naheliegender Partner für kommunale Projekte und Stadtwerke; Landesförderbanken (z. B. WIBank Hessen) binden Fördermittel ein.

🌱

Spezialbanken: GLS Bank, UmweltBank, Triodos

EE-fokussiert; GLS finanziert seit 1987 Windkraft und strukturiert Bürgerbeteiligung (GLS Crowd); UmweltBank hat über 10.000 PV- und rund 300 Windprojekte begleitet.

🏦

Förderbanken: KfW & Landesförderinstitute

Zinsgünstige Kredite und Tilgungszuschüsse (z. B. KfW 261/264/270, KfW 432 auf Quartiersebene); oft in Kombination mit der Hausbank.

PPA als Finanzierungsbaustein

Ein langfristiger Stromliefervertrag (PPA) ist nicht nur ein Vermarktungsweg, sondern auch eine Finanzierungshilfe: Er sichert über Jahre planbare Erlöse und verbessert damit die Bankability eines Projekts. Banken kombinieren Projektfinanzierungen gezielt mit PPAs – siehe den Baustein „Grünstrom & PPA für Unternehmen".

Das Bankgespräch vorbereiten

Verschuldungspfad und integrierte Langfristplanung über alle Sparten mitbringen.
Erlössicherheit belegen – PPA, Wärmeabnahmeverträge, Anschlussquoten.
Eigenkapital und mögliche Sicherheiten klären (Bürgschaften, Gewährträgerhaftung bei AöR).
Förderkulisse vorab prüfen und in die Finanzierung einplanen.

Drei Sätze für die Praxis

Kommunales Eigentum allein überzeugt die Bank nicht mehr – ein glaubwürdiger Verschuldungspfad und spartenübergreifende Planung schon. Wählen Sie die Bank zum Akteur: Genossenschaftsbanken zur Bürgerenergie, Sparkassen zur Kommune, Spezialbanken zum Projekt. Ein langfristiger PPA oder Wärmevertrag ist die beste Finanzierungshilfe, die Sie mitbringen können.

Dies ist eine fachliche Einordnung, keine Finanzierungsberatung. Konditionen und Tragfähigkeit sind im Einzelfall mit Bank und Kommunalaufsicht zu klären.

Vertiefung & Vorlagen

Eigenkapital & Finanzierung

Phase 3 · Finanzierung & Wirtschaftlichkeit

Eigenkapital & Finanzierungsarchitektur

Sobald Flächen und Vorhaben gebündelt werden, skaliert der Kapitalbedarf — und das Eigenkapital wird zur entscheidenden, knappen Schicht. Wer es stellt, bestimmt Steuerung und Wertschöpfung. Diese Seite ordnet die Eigenkapitalstrategie: die Rolle der Bürgerenergie, die Kapitalstruktur gebündelter Projekte und Instrumente wie die Pachtvorauszahlung. Sie ergänzt die Gesellschaftsformen & Betreibermodelle um die Kapitalseite.

Warum Eigenkapital die entscheidende Schicht ist

Ein Windprojekt wird typischerweise als Projektfinanzierung aufgesetzt: Der größere Teil des Kapitals kommt als (meist nicht rückgriffsberechtigtes) Fremdkapital von Bank oder Förderbank, der kleinere Teil als Eigenkapital. Genau dieses Eigenkapital ist der Hebel. Es trägt das erste Verlustrisiko (First Loss), verdient die residuale Rendite (das, was nach Bedienung des Fremdkapitals übrig bleibt) — und es verleiht Steuerung. Wer Eigenkapital stellt, sitzt in der Gesellschafterversammlung; wer nur Fremdkapital gibt oder Pacht bezieht, nicht. Die Eigenkapitalfrage ist deshalb keine reine Finanzierungs-, sondern eine Steuerungsfrage.

Kapitalschicht	Anteil (typisch)	Risiko / Rendite	Steuerung
Senior-Fremdkapital (Bank/KfW)	ca. 70–80 %	Geringstes Risiko, fester Zins, vorrangige Bedienung	Keine (nur Covenants)
Mezzanine / Nachrangdarlehen	0–15 %	Mittel; nachrangig, höhere Verzinsung — geeignet für Bürgerkapital mit niedriger Einstiegshürde	Gering
Eigenkapital (Gesellschafter)	ca. 20–30 %	First Loss, residuale Rendite (die höchste, aber riskanteste)	Volle Mitsprache über Anteile

Der Kapitalbedarf skaliert mit der Bündelung

Eine einzelne moderne Anlage (6–7 MW) bedeutet rund 8–11 Mio. € Investition. Ein gebündeltes Vorhaben aus mehreren Anlagen plus Speicher und gemeinsamem Netzanschluss erreicht schnell einen mittleren zweistelligen Millionenbetrag. Bei 20–30 % Eigenkapital heißt das: ein Eigenkapital-Ticket von 10–20 Mio. € und mehr. Das übersteigt die Kapazität der meisten kommunalen Kernhaushalte deutlich — und stößt an die Schranken des § 121/§ 122 HGO sowie der kommunalen Verschuldungsgrenzen. Genau hier wird das Kapital der Bürgerenergie nicht optional, sondern strukturell notwendig.

Die Bürgerenergiegenossenschaft als Eigenkapitalquelle

Eine Bürgerenergiegenossenschaft (BEG) bündelt lokale Ersparnisse zu geduldigem, ortsgebundenem Kapital — über Genossenschaftsanteile (Eigenkapital) oder Nachrangdarlehen (Quasi-Eigenkapital, oft über die Schwarmfinanzierungsausnahme § 2a VermAnlG mit geringerer Prospekthürde). Bei gebündelten Vorhaben kann die BEG eine anteilige Eigenkapitaltranche neben Regionalwerk/kommunaler Gesellschaft übernehmen. Das ist doppelt wertvoll: Es schließt die Kapitallücke und schafft zugleich die Akzeptanz, die kein Pachtvertrag liefert — aus Betroffenen werden Miteigentümer.

Drei ehrliche Caveats zum BEG-Kapital

Geduldig, aber langsam und endlich. Zweistellige Millionenbeträge an Bürgerkapital materialisieren sich nicht auf Projekt-Timeline. Mobilisierungsrisiko ist real — die Strategie braucht Phasing, Kapitalabrufe und ggf. eine Eigenkapital-Brücke, in die die BEG schrittweise einkauft.
Kein Entwicklungsrisiko für Bürger. Lokales Kapital sollte erst bei Baureife (RtB) oder Inbetriebnahme (COD) eintreten, nicht in der Genehmigungsphase. Bürger, die an einer gescheiterten Genehmigung Geld verlieren, sind politisch fatal. Das Entwicklungsrisiko trägt der Projektierer — und verdient dafür seine Marge.
Steuerung ≠ Kapitalmehrheit. Die Kontrolle sitzt in der Governance der Projekt-GmbH/KG (Sperrminorität, Gesellschaftervertrag), nicht im Kapitalanteil. Wegen des Konflikts zwischen kommunalem Einflusssicherungsgebot (§ 122 HGO) und dem Kopf-Stimmrecht der Genossenschaft (§ 43 GenG) hält die Kommune ihre Anteile in der Regel direkt in der Projektgesellschaft, nicht über die BEG.

Die Kapitalstruktur eines gebündelten Projekts

In der Praxis setzt sich das Eigenkapital aus mehreren lokalen Quellen zusammen — jede mit eigener Risikobereitschaft und Eintrittsstelle.

1

Regionalwerk / kommunale Gesellschaft — die steuernde Tranche

Hält mindestens die Sperrminorität, sichert die kommunalen Konzeptkriterien ab. Eintritt oft bei Baureife, um Entwicklungsrisiko zu vermeiden. Siehe Regionalwerk-Blaupause.

2

BEG & Bürgerkapital — die anteilige, akzeptanzstiftende Tranche

Genossenschaftsanteile und Nachrangdarlehen. Niedrige Einstiegshürde über Nachrang, höhere Mitsprache über Anteile. Eintritt bei RtB/COD. Erwartete Verzinsung fair, aber nicht „gratis" (oft 3–5 % je nach Risiko) — geduldiges Kapital ist günstiger als institutionelles Eigenkapital, weil es den lokalen Zusatznutzen mitbewertet.

3

Projektierer / Co-Entwickler — das Entwicklungs-Eigenkapital

Trägt das riskante Entwicklungs-Eigenkapital (Genehmigung kann scheitern) und verdient dafür die Entwicklermarge. Kann nach Baureife ganz oder teilweise an die lokalen Tranchen verkaufen — der Übergabepunkt bestimmt, wie viel Wertschöpfung vor Ort bleibt.

Der Einstiegszeitpunkt entscheidet über Risiko und Rendite

Je früher lokales Kapital einsteigt (Entwicklungsphase), desto höher Risiko und Wertschöpfungsanteil; je später (RtB/COD), desto sicherer, aber teurer eingekauft und geringer die abgeschöpfte Entwicklermarge. Die bewusste Wahl dieses Punktes ist der Kern der Eigenkapitalstrategie — nicht das bloße „Wir beteiligen uns".

Eigenkapitalstrategie: fünf Entscheidungen — möglichst vor der Projektiererauswahl

Ziel-Eigenkapitalanteil und Quellen festlegen. Wie viel lokales Eigenkapital wollen und können wir über die gebündelte Pipeline aufbringen — kommunal, BEG, Bürger-Nachrang — und wo ist externes Kapital unvermeidlich?
Einstiegszeitpunkt wählen. Entwicklung (max. Wertschöpfung, max. Risiko) vs. RtB/COD (sicher, geringere Marge). Für Bürgerkapital in der Regel RtB/COD.
Mobilisierung phasen. Kapitalabrufe und eine Eigenkapital-Brücke einplanen, damit die BEG schrittweise einkaufen kann, statt alles zum Stichtag liefern zu müssen.
Steuerung über Governance sichern, nicht über Kapitalmehrheit. Sperrminorität, Vetorechte und Konzeptbindung im Gesellschaftervertrag verankern.
Pacht-vs.-Eigenkapital-Tausch prüfen. Wer eigene Flächen hat, kann Bodenwert in Eigenkapital statt in Pacht umwandeln (siehe unten).

Pachtvorauszahlung — Finanzierung, nicht Beteiligung

Eine Pachtvorauszahlung ist eine Einmalzahlung des Projekts an die Kommune als Flächeneigentümerin anstelle (oder zusätzlich) zur laufenden Jahrespacht. Ökonomisch ehrlich betrachtet ist das keine Beteiligung, sondern eine Finanzierungstransaktion: Die Kommune monetarisiert künftige Pachteinnahmen vorab und gibt dem Projekt damit faktisch günstiges, nachrangiges Kapital — sie wird Finanzierer, ohne die Steuerung und das Aufwärtspotenzial echten Eigenkapitals zu erhalten.

Pachtvorauszahlung kann sinnvoll sein, wenn …	… aber zu beachten ist
Liquiditätsmanagement: Die Kommune braucht jetzt Mittel — z. B. um die eigene Eigenkapitaltranche an anderer Stelle zu finanzieren.	Koppelungsverbot (§ 11 BauGB / § 56 VwVfG): Die Zahlung darf nicht als Gegenleistung für die Planungs-/Genehmigungsentscheidung konstruiert sein.
Die Kommune hat keine Kapazität oder keinen Willen für echtes Eigenkapital, will aber den Bodenwert früh realisieren.	Bepreisung: Eine Vorauszahlung zum Nominalwert verschenkt Zeitwert und Risiko — sie ist wie das nachrangige Kapital zu bepreisen, das sie wirtschaftlich darstellt (Diskontierung!).
Es geht um überschaubare Beträge und nicht um die strategische Wertschöpfung des Projekts.	Steuer & Aufsicht: Periodisierung der Einmalzahlung und kommunalaufsichtliche Einordnung vorab klären. Keine Steuerberatung.

Faustregel

Für eine Kommune mit Kapazität und Gestaltungsanspruch ist Eigenkapital der Pachtvorauszahlung in der Regel überlegen: Es bringt Eigentum, Upside und Steuerung statt bloß vorgezogener Miete. Die Pachtvorauszahlung ist das Gegenstück zum Pacht-gegen-Eigenkapital-Tausch — sie cashed künftige Pacht aus, statt Bodenwert in Miteigentum zu wandeln. Beides sind legitime Werkzeuge, aber sie ziehen in entgegengesetzte Richtungen.

Exkurs: Pachthöhe und Eigenkapitalrendite

Aktuelle Pachten von rund 50.000 bis 120.000 € pro Anlage und Jahr sind ein verteidigbares Band — getrieben weniger von den (sinkenden) Zuschlagswerten als von deutlich größeren Anlagen (6–7 MW, höherer Absolutertrag pro WEA) und der Flächenknappheit mit Bieterwettbewerb um baureife Standorte. Daraus folgt eine wichtige Spannung: Hohe Pacht und sinkende Zuschlagswerte komprimieren die Eigenkapitalrendite zugleich. Das macht geduldiges lokales und BEG-Kapital, das eine fairere statt einer maximalen Rendite akzeptiert, strukturell wichtiger — und stützt die Linie „Konzept und Beteiligung statt Höchstpacht". Ein Warnsignal sind nicht die genannten Bänder, sondern erst überzogene Versprechen weit darüber, vor Genehmigung — meist eine Flächensicherungs-Taktik.

Verwandt im Kompass: Förderung & Zuschlagswerte · Gesellschaftsformen & Betreibermodelle · Modelle der Teilhabe

PDF

LEA-Infopapier „Finanzielle Bürgerbeteiligung an Windenergieprojekten"

Vertieft die Beteiligungsmodelle (echter Bürgerwindpark, Genossenschaft, Nachrangdarlehen/Crowdinvesting, Finanzinstrumente, Bürgerstrom) und die Kapital- und Rollenlogik. Zentraler Punkt: Beteiligung heißt mitentscheiden und mitverdienen — und die Weichen werden früh gestellt (Flächensicherung, Projektiererauswahl), nicht erst im Betrieb.

⬇ PDF folgt

Stand des Papiers Jan 2023 — Grundsystematik weiterhin gültig; rechtliche Detailangaben (§ 6 EEG-Länderpflichten, Bürgerenergie-Ausschreibungsprivileg) am heutigen Stand prüfen, siehe EEG 2027. Datei: 4372_Finanzielle_Buergerbeteiligung_Infopapier_2022.pdf

Eigenkapitalstrategie entwickeln

Die Bündelung von Flächen und Vorhaben macht die Eigenkapitalfrage zur strategischen Kernaufgabe. Die LEA Hessen begleitet Kommunen bei der Finanzierungsarchitektur, der Einbindung von Bürgerenergie und der Abwägung zwischen Pacht, Vorauszahlung und Eigenkapital. solar@lea-hessen.de

Kapitalkosten & Finanzierungsquellen

Phase 3 · Finanzierung & Wirtschaftlichkeit

Kapitalkosten & Finanzierungsquellen Stand: Juni 2026

Jeder Euro Kapital hat einen Preis — die geforderte Rendite seines Gebers. Die gewichteten Kapitalkosten (WACC) entscheiden, ob ein Projekt rechnet; die Kunst ist, die günstigste vertretbare Mischung zusammenzustellen. Diese Seite ordnet die Renditen der Beteiligten, die Hebel für günstigere Finanzierung (KfW, Kommunalkredit), Bürgerkapital über Genussrechte — und die großen Quellen: Bund, EU/EIB, Green Bonds. Sie ergänzt die Eigenkapital-Strategie um die Kostenseite.

Kapitalkosten verstehen — jede Schicht hat ihren Preis

Die Kapitalkosten eines Projekts sind der gewichtete Durchschnitt aus den Kosten des Fremd- und des Eigenkapitals. „Kosten" heißt hier: die Rendite, die der jeweilige Geber für sein Risiko verlangt. Wer zuerst bedient wird und am wenigsten Risiko trägt, ist am günstigsten — wer zuletzt kommt und das erste Verlustrisiko trägt, am teuersten. Den WACC senkt man, indem man möglichst viel günstiges, vorrangiges Fremdkapital und möglichst viel geduldiges lokales Eigenkapital einsetzt — und möglichst wenig teures institutionelles Eigenkapital.

Kapitalgeber	Geforderte Rendite (grobe Bänder)	Warum
Senior-Fremdkapital (Bank, KfW, Förderbank)	günstig, zinsabhängig	Vorrangige Bedienung, Sicherheiten, geringstes Risiko.
Mezzanine / Nachrang / Genussrecht	mittel (oft ~3–6 %)	Nachrangig, höheres Risiko als Senior — aber niedrige Einstiegshürde für Bürgerkapital.
Geduldiges lokales Eigenkapital (Kommune, Regionalwerk, BEG)	niedriger als institutionell (oft ~4–7 %)	Bewertet den lokalen Zusatznutzen mit — der eigentliche Kostenvorteil vor Ort.
Institutionelles Eigenkapital (Fonds, Versicherer)	hoch (oft 7–10 %+ IRR)	Rein finanzgetrieben, kein Zusatznutzen-Motiv.
Entwicklungs-Eigenkapital (Projektierer)	am höchsten	Trägt das Genehmigungsrisiko, verdient die Entwicklermarge.

Günstiger finanzieren — die Hebel auf der Fremdkapitalseite

KfW 270 „Erneuerbare Energien – Standard": das zentrale Förderdarlehen — finanziert Wind, PV und Speicher bis zu 100 % der Investitionskosten, mit langen Laufzeiten (bis 30 Jahre) und hohen Höchstbeträgen, über die Hausbank durchgeleitet. Offen für Kommunen, kommunale Zweckverbände, Unternehmen und ausdrücklich auch Contracting-Vorhaben. Der Zins ist risikogerecht gestaffelt (je nach Bonität ab gut 3 %).
KfW IKU / IKK (kommunale Investitionskredite): für kommunale bzw. kommunal getragene Unternehmen — geeignet für Wärme-/Kältenetze, Verteilnetz-Ertüchtigung und den Anschluss erneuerbarer Erzeuger.
Landesförderbank WIBank (Hessen): ergänzende und durchleitende Programme auf Landesebene mitprüfen.
Kommunalkredit: Kommunen finanzieren sich sehr günstig (geringe Aufschläge gegenüber dem Bund). Aber: Das ist Bilanzkredit — er zählt gegen die Verschuldungsgrenzen und braucht die Kommunalaufsicht (siehe Haushaltsrecht). Die AöR erhält über Anstaltslast/Gewährträgerhaftung ähnlich günstige Konditionen (siehe Gesellschaftsformen).

Der zentrale Tradeoff: Kommunalkredit ist günstig, aber on-balance-sheet — er belastet Haushalt und Verschuldungsgrenze. Die nicht rückgriffsberechtigte Projektfinanzierung ist teurer, schirmt aber das Risiko vom Kernhaushalt ab (off-balance-sheet). Welcher Weg passt, hängt an Haushaltslage, Risikoappetit und Steuerungswunsch.

Bürgerkapital ohne Kontrollabgabe — Genussrechte, Nachrang, Schwarmfinanzierung

Wenn die Kommune oder das Regionalwerk Bürgerkapital einwerben will, ohne Mitsprache abzugeben, sind Mezzanine-Instrumente das Mittel der Wahl. Genussrechte (verbrieft: Genussscheine) sind nach der BGH-Rechtsprechung „Dauerschuldverhältnisse eigener Art", die eine Gewinn- (und Verlust-)beteiligung gewähren, aber keine gesellschaftsrechtlichen Mitgliedschafts- oder Stimmrechte. Sie haben große Gestaltungsfreiheit und können von GmbH, GmbH & Co. KG, Genossenschaft oder Stadtwerk ausgegeben werden — daher das Instrument, wenn man Kapital ohne Kontrollverlust sucht. Daneben stehen Nachrangdarlehen und partiarische Darlehen.

Wer gibt sie aus? Stadtwerke, Energiegenossenschaften und Projektgesellschaften — um lokales Kapital zu binden, ohne die Steuerung zu teilen.
Niedrige Hürde über die Schwarmfinanzierung: Nachrangdarlehen, partiarische Darlehen und Genussrechte sind über die Bereichsausnahme § 2a VermAnlG bis zu bestimmten Grenzen prospektbefreit — das senkt die Einstiegskosten für Bürgerbeteiligung erheblich.
Ehrlich zum Risiko: Mezzanine ist nachrangig, ohne Einlagensicherung, mit Teil- oder Totalverlustrisiko. Verbriefte Genussscheine lösen Wertpapierprospekt- und Vertriebspflichten (WpPG/KWG) aus. Rechtsberatung ist Pflicht. Dies ist keine Anlageberatung.

Wenn man sich nicht auf niedrige Renditen einigt

Reicht das geduldige lokale Kapital nicht aus oder will es die nötige Rendite nicht akzeptieren, holt man externes Eigenkapital herein — Infrastrukturfonds, Versicherer oder strategische Co-Investoren (etwa Stadtwerke-Verbünde). Das bringt das Projekt zum Abschluss, hat aber einen Preis: höhere Eigenkapitalkosten und damit weniger Wertschöpfung vor Ort. Entscheidend ist dann, die Steuerung über die Governance (Sperrminorität) zu sichern, nicht über die Kapitalmehrheit (siehe Eigenkapital). Wer eigene Flächen hat, kann den Pacht-gegen-Eigenkapital-Tausch nutzen, um den externen Kapitalbedarf zu senken.

Öffentliche Kapitalhilfen — der Bund

Mit dem Sondervermögen Infrastruktur und Klimaneutralität (SVIK) steht ein 500-Mrd.-€-Rahmen bereit: rund 100 Mrd. € fließen an Länder und Kommunen für Infrastrukturinvestitionen, weitere 100 Mrd. € stärken den Klima- und Transformationsfonds, 300 Mrd. € entfallen auf Bundesprogramme. Für 2026 sind Rekordinvestitionen vorgesehen. Der Klima- und Transformationsfonds (KTF) ist das zentrale Investitionsvehikel des Bundes für die Transformation, mit Programmausgaben von rund 33–35 Mrd. € im Jahr 2026 — für erneuerbare Energien, Energieeffizienz, Wärme und Wasserstoff.

Ehrlich eingeordnet

Diese Mittel kommen nicht als Direktzahlung ans Projekt, sondern über Ressorts und Förderprogramme (häufig als zinsgünstige Kredite über die KfW, teils als Zuschüsse oder Beteiligungen). Und sie sind politisch und haushaltsjährlich volatil — das Bundesverfassungsgericht hat 2023 eine 60-Mrd.-€-Umschichtung in den Klimafonds gekippt. Planungsgrundlage sollten deshalb die heute verfügbaren Programme sein, nicht angenommene künftige Mittel. Den jeweils aktuellen Stand prüfen.

Europa — EIB & Green Bonds

Die Europäische Investitionsbank (EIB) ist einer der größten Green-Bond-Emittenten weltweit und finanziert erneuerbare Energien und nachhaltige Infrastruktur — oft über nationale Förderbanken (KfW) durchgeleitet, bei großen Vorhaben auch direkt; ihre Projektentwicklungshilfe ELENA ist für die Vorbereitungsphase interessant. Der EU Green Bond Standard (EuGBS) gilt seit dem 21.12.2024: Er setzt einen einheitlichen Standard für „European Green Bonds", bei denen mindestens 85 % der Erlöse EU-taxonomiekonform verwendet werden müssen, mit strengen Berichts- und externen Prüfpflichten.

Für Kommunen direkt lohnt sich ein eigener Green Bond bzw. grüner Schuldschein erst ab einer gewissen Größe — praktisch nur für große Städte, kommunale Zusammenschlüsse, Zweckverbände oder große kommunale Unternehmen. Beispiel: Die Stadt Münster platzierte 2022 einen grünen Schuldschein (100 → 140 Mio. €) und 2024 einen weiteren über 170 Mio. €, mehrfach überzeichnet.
Indirekt profitieren auch kleine Projekte: Banken refinanzieren ihre Erneuerbaren-Darlehen über grüne Anleihen (z. B. ein EU Green Bond der DKB über 500 Mio. € zur Refinanzierung von Wind- und Solar-Darlehen) — das verbilligt tendenziell das Projekt-Fremdkapital.

Die günstigste vertretbare Kapitalstruktur — in dieser Reihenfolge

Erstens: so viel günstiges, vorrangiges Förder-/Fremdkapital wie tragbar (KfW 270, IKU/IKK, Kommunalkredit/AöR — unter Beachtung der Haushaltsgrenzen). Zweitens: geduldiges lokales Eigen- und Mezzanine-Kapital (Kommune/Regionalwerk-Anteil, BEG, Genussrechte/Nachrang über § 2a VermAnlG) für Steuerung und Akzeptanz. Drittens: externes Eigenkapital nur so viel wie nötig — und dann die Steuerung über die Governance sichern. Öffentliche Mittel (Bund/EU) und grüne Refinanzierung senken die Fremdkapitalkosten zusätzlich, sind aber Ergänzung, kein Fundament.

Quellen: KfW (Programm 270, IKU/IKK); Bundesfinanzministerium / Bundeshaushalt (SVIK, KTF, Wirtschaftsplan 2026); EU-Verordnung 2023/2631 (European Green Bond Standard, BaFin); EIB; KommunalWiki / Stadt Münster (grüner Schuldschein); DKB (EU Green Bond 2025); BGH-Rechtsprechung und § 2a VermAnlG zu Genussrechten. Renditebänder sind grobe Orientierung, keine Zusage. Rechtsstand Juni 2026, ohne Gewähr — keine Anlage-, Rechts- oder Steuerberatung.

Die Finanzierung optimal strukturieren

Die richtige Mischung aus Förderkredit, Bürgerkapital und Eigenkapital entscheidet über Wirtschaftlichkeit und Wertschöpfung vor Ort. Die LEA Hessen begleitet Kommunen bei Kapitalstruktur, Fördermitteleinsatz und der Einbindung von Bürgerenergie. solar@lea-hessen.de

Haushaltslage & Haushaltsrecht

Phase 3 · Finanzierung & Wirtschaftlichkeit

Kommunale Haushaltslage & Haushaltsrecht Stand: Juni 2026

Das Defizit ist für hessische Kommunen zum Normalfall geworden — und genau deshalb wird eine eigene, lokal steuerbare Einnahmequelle aus Energie strategisch. Diese Seite ordnet die Lage, die Rolle der Energie-Einnahme als Daseinsvorsorge und „Altersvorsorge" der Kommune, und die haushaltsrechtlichen Spielregeln: Wie dürfen Einnahmen verwendet werden — und dürfen verschuldete Kommunen überhaupt noch investieren?

Die Lage — das Defizit ist zum Normalfall geworden

Die Finanznot hessischer Kommunen hat sich binnen weniger Jahre dramatisch zugespitzt. Vor vier Jahren hatten noch vier von fünf Kommunen einen ausgeglichenen Haushalt; im vergangenen Jahr wiesen rund zwei Drittel ein Defizit aus. Selbst finanzstarke Städte trifft es — Frankfurt meldete für 2025 ein historisches Minus von fast 400 Mio. €. Viele Kommunen gleichen das Loch noch mit Rücklagen aus, doch bei 39 von 421 Kommunen blieb eine Deckungslücke — die es nach der Hessischen Gemeindeordnung eigentlich nicht geben darf.

Was das konkret heißt

Wenn die Liquidität zur Neige geht, folgt die Haushaltssperre: Die Kommune zahlt dann nur noch, wozu sie gesetzlich oder vertraglich verpflichtet ist, nimmt kurzfristige Kassenkredite auf und streicht das Verzichtbare zuerst — vom Neujahrsempfang bis, im Ernstfall, zum Schwimmbad (Beispiel Hofheim, Ende 2025). Treiber sind stagnierende Steuereinnahmen und stark steigende Sozialausgaben (Eingliederungshilfe zuletzt über 11 % Zuwachs) bei wachsenden Pflichtaufgaben. Die kommunalen Spitzenverbände laufen unter dem Motto „Kommunen am Limit" Sturm. Genau diese Schraube — freiwillige Leistungen zuerst unter Druck — macht eine zusätzliche, eigene Einnahmequelle so wertvoll.

Warum Energie-Einnahmen jetzt strategisch sind

Energie-Einnahmen unterscheiden sich grundlegend von den beiden klassischen kommunalen Geldquellen. Steuereinnahmen sind konjunkturabhängig und schwanken; auf höhere Landeszuweisungen zu hoffen, erkennt die Kommunalaufsicht ausdrücklich nicht als belastbare Konsolidierungsmaßnahme an, weil die Kommune sie nicht selbst steuern kann. Eine Beteiligung an einem Wind- oder Solarprojekt dagegen ist eine lokale, selbst gestaltbare und über Jahrzehnte stabile Einnahme — die einzige der drei, die in der eigenen Hand liegt.

Energie als Daseinsvorsorge

Energieversorgung ist eine klassische Aufgabe der kommunalen Daseinsvorsorge — kommunales Engagement ist hier also Kernaufgabe, kein Luxus. Der hessische Rechtsrahmen trägt das ausdrücklich: § 121 Abs. 1a HGO enthält Erleichterungen speziell für Energieprojekte. Die Einnahmen stärken die Fähigkeit der Kommune, ihre Pflicht- und freiwilligen Aufgaben überhaupt zu erfüllen.

Energie als „Altersvorsorge" der Kommune

Eine Beteiligung an einem Windpark wirft über 20–30 Jahre verlässliche Erträge ab — wie eine selbst aufgebaute Vorsorge, die künftige Daseinsvorsorge (Kita, Schwimmbad, Infrastruktur) trägt, wenn andere Einnahmen unsicherer werden. Wer heute gestaltet, legt eine stabile Ertragsbasis für die nächste Generation an — Generationengerechtigkeit, die das Haushaltsrecht ohnehin einfordert.

Neu: Hessisches Gemeinde-Energie-Beteiligungsgesetz (Entwurf, Juni 2026)

Die Landesregierung hat einen Entwurf vorgelegt, der die bisher freiwillige Regelung des § 6 EEG in Hessen verbindlich machen soll: eine Abgabe von 0,2 Cent je eingespeister Kilowattstunde an die Standortkommunen, für Wind und PV-Freifläche. Ziel ist mehr Akzeptanz und schnellerer Ausbau (2025 gingen nur 23 neue Windräder ans Netz). Frühestens Herbst 2026 in Kraft. Konkret heißt das, wie in Rauschenberg (Marburg-Biedenkopf): Drehen sich die Räder, profitiert die Haushaltskasse — bei zehn Anlagen ein erheblicher Betrag. Aber: Die 0,2 ct sind der gesicherte Einstieg, nicht das Ziel — der eigentliche Hebel bleibt das integrierte Konzept mit Beteiligung und Wertschöpfung (siehe Strategische Hinweise).

Die Regeln — wie dürfen die Einnahmen verwendet werden?

Hier gilt zuerst das Gesamtdeckungsprinzip (Non-Affektation): Alle Einnahmen dienen grundsätzlich der Deckung aller Ausgaben; eine automatische Zweckbindung gibt es nicht. Energie-Einnahmen fließen also in der Regel als allgemeine Deckungsmittel in den Haushalt und stärken die Daseinsvorsorge insgesamt — sie sind nicht per se für ein bestimmtes Projekt reserviert. Ein politisch gewollter „Energiefonds" ist deshalb eine Selbstbindung bzw. ein Sondervermögen-Konstrukt, keine automatische rechtliche Zweckbindung.

Einnahmebeschaffungs-Rangfolge (§ 93 HGO): Die Gemeinde soll Einnahmen vorrangig aus Entgelten und Gebühren, dann aus Steuern und erst nachrangig aus Krediten beschaffen. Eigene Erträge aus wirtschaftlicher Betätigung stärken diese Eigenfinanzierungsbasis.
Koppelungsverbot beachten: Einnahmen oder Zahlungen dürfen nicht als Gegenleistung für die Planungs- oder Genehmigungsentscheidung konstruiert werden (§ 11 BauGB / § 56 VwVfG). Die Kommunalaufsicht früh einbinden — zur Beratung, nicht nur zur Genehmigung.

Dürfen verschuldete Kommunen überhaupt investieren?

Das ist die entscheidende Frage — und die Antwort ist differenzierter als „kein Geld, keine Investition". Zuerst muss man zwei grundverschiedene Arten von Schulden trennen:

Kassenkredit (Liquiditätskredit)	Investitionskredit (§ 103 HGO)
Kurzfristig, deckt fehlende Liquidität im laufenden Betrieb. Das Warnsignal eines strukturellen Defizits (Beispiel Hofheim).	Finanziert Investitionen; der Gesamtbetrag ist genehmigungspflichtig durch die Aufsichtsbehörde. Schafft einen Vermögenswert.
Belastet den Haushalt ohne Gegenwert.	Kann sich — wenn die Investition Erträge erwirtschaftet — selbst tragen (rentierlich).

Ist der Haushalt nicht ausgeglichen (Ausgleichsgebot als Soll-Vorschrift, § 92 Abs. 3 HGO), muss die Kommune ein Haushaltssicherungskonzept (§ 92a HGO) aufstellen: verbindliche, selbst steuerbare Konsolidierungsmaßnahmen, jährlich von der Aufsichtsbehörde zu genehmigen (mit Bedingungen und Auflagen, bei mehr als zwei Jahren Konsolidierungszeitraum im Einvernehmen der oberen Aufsichtsbehörde). Freiwillige Leistungen geraten dann unter Druck.

Der entscheidende Hebel: die rentierliche Investition

Das Haushaltsrecht selbst kennt die Lösung. Nach § 92 Abs. 5 Nr. 2 HGO gilt der Finanzhaushalt schon dann als ausgeglichen, wenn der Saldo aus laufender Verwaltungstätigkeit die ordentliche Kredittilgung deckt — soweit die Tilgung von Investitionskrediten nicht durch zweckgebundene Einzahlungen gedeckt ist. Im Klartext: Eine Investition, die ihre eigenen Erträge zur Bedienung ihres Kredits erwirtschaftet, belastet den Haushaltsausgleich nicht. Eine rentierliche Energie-Beteiligung verbessert die strukturelle Lage, statt sie zu verschlechtern — und ist damit etwas grundlegend anderes als ein Kredit, der Konsum finanziert. Deshalb kann selbst eine Kommune in der Haushaltssicherung die Genehmigung für einen rentierlichen Investitionskredit erhalten.

Kein Freifahrtschein — ehrlich eingeordnet

Das ist kein Automatismus. Die Kommunalaufsicht muss von der Wirtschaftlichkeit und Rentierlichkeit überzeugt sein — die Ertragsprognose muss tragen. Eigenkapital im First-Loss-Risiko ist real riskant: Für die Risikoaufteilung und den richtigen Einstiegszeitpunkt (Baureife/Inbetriebnahme statt Entwicklungsphase) gilt das auf der Seite Eigenkapital & Finanzierungsarchitektur Gesagte. Die wirtschaftliche Betätigung muss die Schranken des § 121 HGO wahren. Und eine Kommune in akuter Kassenkredit-Notlage hat zunächst andere Prioritäten als den Einstieg ins Anlagengeschäft. Eine juristische und kommunalaufsichtliche Begleitung im Einzelfall ist essenziell. Dies ist keine Rechts- oder Haushaltsberatung.

Drei Sätze für die Praxis

Erstens: Gerade weil die Haushalte klemmen, ist eine eigene, lokal steuerbare Energie-Einnahme strategisch — sie ist Daseinsvorsorge und langfristige Vorsorge zugleich. Zweitens: Einnahmen fließen grundsätzlich als allgemeine Deckungsmittel in den Haushalt und stärken die Daseinsvorsorge insgesamt; das Koppelungsverbot ist zu wahren. Drittens: Eine rentierliche Investition, die ihren eigenen Kredit trägt, ist auch in der Haushaltssicherung genehmigungsfähig — anders als ein Kassenkredit, der nur ein Loch stopft.

Quellen: hessenschau.de (Kommunalfinanzen, 20.06.2026); Hessisches Ministerium für Wirtschaft, Energie, Verkehr, Wohnen und ländlichen Raum (Gemeinde-Energie-Beteiligungsgesetz, Entwurf 06/2026); HGO §§ 92, 92a, 93, 103, 121; Hinweise des HMdIuS zum kommunalen Haushaltsrecht. Rechtsstand Juni 2026, ohne Gewähr.

Haushalt und Energie-Einnahmen zusammendenken

Ob rentierliche Beteiligung, Verwendung der Erträge oder Abstimmung mit der Kommunalaufsicht — die LEA Hessen begleitet Kommunen dabei, die Energie-Einnahme haushaltsrechtlich sauber und strategisch klug aufzusetzen, und vermittelt die nötige Rechtsberatung. solar@lea-hessen.de

📄 Vorlage: Satzung Energiefonds

Finanzierung · Recht

Muster: Satzung Energiefonds

Sondervermögen für Wärmeprojekte (§ 115 HGO) — nimmt Mittel aus städtebaulichen Verträgen auf und gibt sie zweckgebunden aus.

📌 Muster zur Anpassung durch die Kommune. Alle [Platzhalter] anpassen. Kein Ersatz für Einzelfall-Rechtsberatung — vor Verwendung fachjuristisch prüfen und Kommunalaufsicht einbinden.

Muster-Dokument · zur Anpassung durch die Kommune

Satzung über das Sondervermögen „Energiefonds [Gemeinde]“

Zweckgebundene Förderung von Wärmeprojekten aus der finanziellen Sektorenkopplung

So verwenden Sie dieses Muster

Der Fonds nimmt die Mittel auf, die über den städtebaulichen Vertrag abgeschöpft werden, und gibt sie zweckgebunden für Wärmeprojekte aus. Rechtsform und Ermächtigungsgrundlage (§ 115 HGO – Sondervermögen bzw. rechtlich unselbständige örtliche Stiftung) sowie beihilferechtliche Fragen sind vor dem Satzungsbeschluss mit der Kommunalaufsicht zu klären. Grundlage: kursorische Prüfung (vBVH; KLN, i. A. LEA Hessen / KEEA); keine Rechtsberatung im Einzelfall.

Aufgrund der §§ 5, 51 und 115 der Hessischen Gemeindeordnung (HGO) hat die [Gemeindevertretung / Stadtverordnetenversammlung der Gemeinde/Stadt …] in ihrer Sitzung am [Datum] die folgende Satzung beschlossen:

Ausfüllhinweis: Die genaue Ermächtigungsgrundlage und die Rechtsform des Fonds mit der Kommunalaufsicht abstimmen.

§ 1 Errichtung, Name, Rechtsform

(1) Die [Gemeinde/Stadt …] errichtet ein zweckgebundenes Sondervermögen mit dem Namen „Energiefonds [Gemeinde]“.

(2) Das Sondervermögen wird getrennt vom übrigen Gemeindevermögen verwaltet (§ 115 Abs. 1 HGO). [Ausgestaltung als rechtlich unselbständiges Sondervermögen bzw. als rechtlich unselbständige örtliche Stiftung – mit der Kommunalaufsicht abzustimmen.]

§ 2 Zweck des Fonds

(1) Zweck des Fonds ist die Förderung von Wärmeprojekten im Gemeindegebiet, die in einem realen Bezug zur örtlichen Erzeugung erneuerbaren Stroms stehen (Power-to-Heat).

(2) Fördergegenstände sind insbesondere:

zentrale Wärmeerzeugung (Großwärmepumpe, Heizzentrale) und Nah- bzw. Fernwärmenetze;
dezentrale Wärmepumpen und Wärmespeicher dort, wo kein Wärmenetz entsteht;
Austausch fossiler Heizungen in kommunalen Einrichtungen und in Privathaushalten ohne Netzanschluss;
Investitionszuschüsse, z. B. koordiniert über eine Handwerkerallianz.

§ 3 Speisung des Fonds

Der Fonds wird gespeist aus:

Beiträgen aus städtebaulichen Verträgen (Abschöpfung planungsbedingter Bodenwertsteigerungen, § 11 BauGB);
[optional] Mitteln der finanziellen Kommunalbeteiligung nach § 6 EEG;
Zuschüssen Dritter, Förder- und Programmmitteln sowie Zuwendungen;
Erträgen des Sondervermögens.

§ 4 Verwendung und Fördervoraussetzungen

(1) Die Mittel dürfen ausschließlich für Zwecke nach § 2 verwendet werden. Der reale Bezug zur örtlichen Erzeugung erneuerbaren Stroms ist zu wahren (Kopplungsverbot).

(2) Die Förderung erfolgt auf Antrag nach Maßgabe einer Förderrichtlinie (Anlage). Beihilferechtliche Vorgaben sind zu beachten.

Ausfüllhinweis: Förderrichtlinie mit klaren Kriterien (Höhe, Antrag, Nachweis) als Anlage erstellen; beihilferechtliche Zulässigkeit prüfen.

§ 5 Verwaltung

(1) Das Sondervermögen wird von der Gemeinde verwaltet. Es ist gesondert zu buchen; es wird ein eigener Wirtschafts- bzw. Vermögensplan aufgestellt.

(2) [Optional: Ein Beirat berät über die Mittelverwendung; Zusammensetzung und Aufgaben gemäß Anlage.]

§ 6 Transparenz und Berichtspflicht

Die Verwaltung berichtet den Gremien jährlich über Einnahmen, geförderte Vorhaben und den Mittelbestand des Fonds.

§ 7 Auflösung

Bei Auflösung des Fonds ist das verbleibende Vermögen entsprechend dem Zweck nach § 2 zu verwenden.

§ 8 Inkrafttreten

Diese Satzung tritt am Tag nach ihrer öffentlichen Bekanntmachung in Kraft.

[Ort], den [Datum] · [Bürgermeisterin / Bürgermeister]

Offene Rechtsfragen vor dem Satzungsbeschluss

Rechtsgrundlage und Rechtsform des Fonds (§ 115 HGO), beihilferechtliche Zulässigkeit der Förderung und das Verhältnis zur finanziellen Kommunalbeteiligung nach § 6 EEG sind laut Review noch zu vertiefen. Mit der Kommunalaufsicht abstimmen.

Hinweis: Muster der LEA LandesEnergieAgentur Hessen zur Anpassung durch die Kommune. Keine Rechtsberatung im Einzelfall.

Phase 1 · Ziele & Strategie

Rechenzentren: Stromanker und Wärmequelle zugleich

Rechenzentren sind energiewirtschaftlich ein Doppelgewinn für Kommunen – wenn man sie integriert denkt: Sie brauchen große Mengen grünen Strom und geben große Mengen Abwärme ab. Beides lässt sich mit dem kommunalen Energiekonzept verbinden: lokale Erneuerbare rein, Wärme ins Netz raus.

Was das Gesetz verlangt

Das Energieeffizienzgesetz (EnEfG, § 11) stellt für Rechenzentren ab einer nicht redundanten Anschlussleistung von 300 kW konkrete Anforderungen:

Grüner Strom. Seit 2024 müssen mindestens 50 % des Stromverbrauchs bilanziell aus erneuerbaren Energien gedeckt werden – ab 1. Januar 2027 sind es 100 %.
Abwärme nutzen. Neu in Betrieb gehende Rechenzentren müssen einen steigenden Anteil ihrer Abwärme wiederverwenden (Richtwerte: 10 % ab Mitte 2026, 15 % ab 2027, 20 % ab 2028).
Wärmenetze einbeziehen. Betreiber müssen potenzielle Abwärmeabnehmer informieren; eine Vereinbarung zwischen Kommune bzw. Wärmenetzbetreiber und Rechenzentrum über die Abwärmenutzung ist im Gesetz ausdrücklich vorgesehen.

Stand und Vorbehalt

Eine EnEfG-Novelle ist seit April 2026 im Entwurf (Umsetzung voraussichtlich Ende 2026). Sie würde vor allem die Effizienz- und Abwärmevorgaben lockern (PUE-Grenzwerte, Umstellung der Abwärmepflicht auf Kosten-Nutzen-Analysen). Die 100-Prozent-Grünstrom-Pflicht ab 2027 bleibt davon nach derzeitigem Stand unberührt. Vor Verwendung den aktuellen Gesetzesstand prüfen.

Zwei Hebel für die Kommune

Rolle des Rechenzentrums	Was es bedeutet	Kommunaler Anknüpfungspunkt
Stromanker	großer, konstanter Verbraucher mit 100-%-Grünstrompflicht – eine ideale Bandlast, die gut zu Windstrom passt	Direktstromversorgung, PPA oder Direktleitung mit lokalen EE-Anlagen; das Rechenzentrum macht ein Erzeugungsprojekt wirtschaftlich
Wärmequelle	gibt ganzjährig Abwärme ab, die es nach Gesetz verwerten muss	Einspeisung in ein kommunales Wärmenetz – eine planbare, witterungsunabhängige Grundlastquelle

Zusammengedacht: rein der Strom, raus die Wärme

Der eigentliche Hebel entsteht, wenn beide Seiten verbunden werden: Eine Kommune siedelt ein Rechenzentrum so an, dass es seinen grünen Strom aus lokalen Wind- und Solaranlagen bezieht – idealerweise per Direktleitung – und seine Abwärme in ein Wärmenetz speist, das Haushalte und Betriebe versorgt. Aus einem Stromverbraucher wird so ein Baustein der Sektorenkopplung: lokale Erzeugung findet einen Anker-Abnehmer, und das Wärmenetz gewinnt eine verlässliche Quelle. Die Kommune ist dabei die Ermöglicherin – über Flächen, die Direktleitung, die Wärmenetz-Anbindung und die Abwärme-Vereinbarung.

Das verzahnt drei Bausteine des Kompass: Grünstrom & PPA (Stromseite), Wärmenetze umsetzen (Wärmeseite) und die Direktleitung als physische Verbindung.

Praxisbeispiel Nierstein (Rheinhessen) — Rechenzentrum trifft lokalen Windpark

NTT Global Data Centers „Frankfurt 6" · Rhein-Selz-Park (ehem. Anderson Barracks) · Stadt Nierstein & VG Rhein-Selz

Auf einer rund 75 ha großen Konversionsfläche entsteht eines der größten Rechenzentren Europas (geplante Anschlussleistung rund 482 MW; Baubeginn 2027, erster Teilbetrieb 2029). Das Energiekonzept zeigt die Sektorenkopplungs-Logik in Reinform: Die Versorgung soll vollständig erneuerbar erfolgen — über PV auf dem Gelände, PPAs und einen unmittelbar benachbarten Windpark. Der Projektierer SelzEnergie errichtet dazu im Gebiet „MoSeKösch" einen Windpark mit rund 90 MW (Enercon). Die nahegelegene Umspannstation Dexheim (110 kV) erleichtert den Netzanschluss; die Kommunen haben zudem Interesse an der Nutzung der Abwärme bekundet.

Lerneffekt: Ein Rechenzentrum als Anker-Abnehmer macht einen lokalen Windpark wirtschaftlich — und die interkommunale Zusammenarbeit (Stadt + VG) sichert Flächen, Netzanschluss und die Abwärme-Perspektive. Genau das Muster „rein der Strom, raus die Wärme".

Drei Sätze für die Praxis

Denken Sie ein Rechenzentrum nie nur als Stromverbraucher. Die 100-Prozent-Grünstrompflicht macht es zum Anker-Abnehmer für lokale Erneuerbare, die Abwärmepflicht zur Quelle fürs Wärmenetz. Wer beides in einem Standort verbindet, hat ein Musterbeispiel für integrierte Sektorenkopplung.

Vertiefung & Vorlagen

📄 Vorlage: Kostenübernahmevertrag Rechenzentren-Abwärme

Wärme · Recht

Muster: Kostenübernahmevertrag Rechenzentren-Abwärme

Beteiligung von Rechenzentrums-Betreibern am Ausgleich der CO₂-Folgen, physische Abwärmenutzung im Wärmenetz.

📌 Muster zur Anpassung durch die Kommune. Alle [Platzhalter] anpassen. Kein Ersatz für Einzelfall-Rechtsberatung — vor Verwendung fachjuristisch prüfen und Kommunalaufsicht einbinden.

Muster-Dokument · zur Anpassung durch die Kommune

Städtebaulicher Vertrag – Kostenübernahme (§ 11 Abs. 1 S. 2 Nr. 3 BauGB)

Beteiligung von Betreibern großer Stromverbraucher und Rechenzentren am Ausgleich der CO₂- und Wärmefolgen

So verwenden Sie dieses Muster

Anwendungsfall: Die Kommune schafft Baurecht für ein Rechenzentrum oder ein anderes sehr stromintensives Vorhaben. Zwei Hebel werden verbunden – die physische Nutzung der Abwärme im Wärmenetz (der robustere Weg) und der finanzielle Ausgleich der durch das Vorhaben verschlechterten CO₂-Bilanz. Klimaschutz allein trägt das nicht: Es braucht die konkret bezifferte CO₂-Folge, konkrete Ausgleichsmaßnahmen, die Ursächlichkeit und eine zum Vorhabenswert angemessene Höhe. Kommunalaufsicht mit Zustimmungsvorbehalt und fachjuristische Begleitung sind Pflicht. Alle [ ]-Platzhalter anpassen; ersetzt keine Einzelfall-Rechtsberatung.

Vertragsparteien

Zwischen der [Betreiberin des Rechenzentrums / des Vorhabens, Firma, Anschrift], vertreten durch [die Geschäftsführung …] – nachfolgend „Betreiberin“ –

und der [Gemeinde/Stadt …], vertreten durch [die Bürgermeisterin / den Bürgermeister …] – nachfolgend „Gemeinde“ –

wird auf Grundlage des § 11 BauGB der folgende städtebauliche Vertrag (Kostenübernahmevertrag) geschlossen.

Präambel

(1) Die Gemeinde beabsichtigt, mit ihrer Bauleitplanung die Voraussetzungen für die Errichtung des Vorhabens der Betreiberin auf den Flächen [Gemarkung …, Flur …] zu schaffen.

(2) Der Betrieb des Vorhabens führt zu einem sehr hohen Stromverbrauch im Gemeindegebiet. Nach der Bilanzierungssystematik Kommunal (BISKO, energiebasiertes Territorialprinzip) erhöht dies die der Gemeinde zugerechnete Endenergiemenge und verschlechtert ihre CO₂-Bilanz.

(3) Die Gemeinde trägt als Teil der Daseinsvorsorge eine besondere Verantwortung für die Klimaschutzziele (§ 8 HKlimaG) und ist zur kommunalen Wärmeplanung mit treibhausgasneutralem Zielszenario angehalten (§ 13 HEG). Sie reagiert auf die negativen Folgen des Vorhabens mit einer planerischen Konzeption und konkreten städtebaulichen Maßnahmen.

(4) Dieser Vertrag steht im Zusammenhang mit der Planung, nimmt deren Ergebnis aber nicht vorweg.

§ 1 Vertragsgegenstand

Gegenstand ist die Übernahme von Kosten und sonstigen Aufwendungen für städtebauliche Maßnahmen, die infolge der negativen Auswirkungen des Vorhabens auf die CO₂-Bilanz der Gemeinde veranlasst sind (§ 11 Abs. 1 S. 2 Nr. 3 BauGB), sowie die physische Nutzung der Abwärme des Vorhabens.

§ 2 Nutzung der Abwärme

(1) Die Betreiberin stellt die anfallende Abwärme nach Maßgabe des Energieeffizienzgesetzes (EnEfG) dem örtlichen Wärmenetz zur Verfügung. Anschlusspunkt, Temperaturniveau, verfügbare Wärmemenge und Übergabebedingungen werden in Anlage 1 geregelt.

(2) Die Abwärmenutzung begründet einen konkreten physischen Sachzusammenhang zwischen dem Vorhaben und der örtlichen Wärmeversorgung.

Ausfüllhinweis: Verfügbarkeit, Temperaturniveau und Wirtschaftlichkeit der Abwärmeauskopplung früh technisch klären; sie sind das tragfähigste Element dieses Vertrags.

§ 3 Identifizierung der CO₂-Folgen

Die Parteien legen die voraussichtliche Erhöhung der Endenergiemenge und der CO₂-Bilanz der Gemeinde durch das Vorhaben anhand einer nachvollziehbaren Berechnung (Anlage 2) zugrunde. Daraus wird der konkrete Ausgleichsbedarf abgeleitet. Ein pauschaler Verweis auf künftige Maßnahmen genügt nicht.

§ 4 Konkrete Ausgleichsmaßnahmen

Zum Ausgleich der negativen CO₂-Folgen werden folgende konkrete städtebauliche Maßnahmen bestimmt:

Maßnahmen zur treibhausgasneutralen Wärme- und Energieversorgung (z. B. Speisung/Ausbau eines Wärmenetzes, Großwärmepumpe);
Maßnahmen zur Reduzierung verkehrsbedingter Emissionen (z. B. Stellplätze für Car-/Bike-Sharing, Ladeinfrastruktur);

[weitere, aus der planerischen Konzeption abgeleitete Maßnahmen …].

§ 5 Kostenübernahme und Höhe

(1) Die Betreiberin übernimmt die Kosten der Maßnahmen nach § 4 bzw. leistet einen entsprechenden zweckgebundenen Beitrag in den Energie- bzw. Klimafonds der Gemeinde.

(2) Die Höhe steht in einem angemessenen Verhältnis zum wirtschaftlichen Wert des Vorhabens (§ 11 Abs. 2 BauGB) und zum ermittelten Ausgleichsbedarf. Eine unangemessen hohe oder allgemein bestimmte Einnahme wird nicht vereinbart.

§ 6 Ursächlichkeit und Kopplungsverbot

(1) Die Maßnahmen sind auf Grundlage der planerischen Konzeption der Gemeinde Voraussetzung oder Folge des Vorhabens. Die Gemeinde dürfte im Hinblick auf die Ausgleichskosten abwägungsfehlerfrei auf die Baurechtsausweisung verzichten (vgl. BVerwG, 4 C 11/10).

(2) Der Vertrag begründet keine allgemeine Infrastruktur- oder Klimaabgabe. Leistung und Gegenleistung sind durch die planerische Konzeption sachlich verknüpft (Kopplungsverbot gewahrt).

§ 7 Planungshoheit und ergebnisoffene Planung

Die Gemeinde behält ihre Planungshoheit. Ein Anspruch auf Aufstellung eines Bauleitplans besteht nicht (§ 1 Abs. 3 BauGB) und wird durch diesen Vertrag nicht begründet; eine hoheitliche Entscheidung wird nicht von einer unzulässigen Gegenleistung abhängig gemacht (kein Verkauf von Hoheitsrechten).

§ 8 Kommunalaufsicht und Zustimmungsvorbehalt

(1) Der Vertrag wird der zuständigen Kommunalaufsicht vorgelegt und steht unter dem Vorbehalt ihrer Zustimmung (Wirksamkeitsvorbehalt).

(2) Der Zustimmungsvorbehalt sichert die Wirksamkeit und begründet den Strafbarkeitsausschluss nach § 331 Abs. 3 und § 333 Abs. 3 StGB. Transparenz, fehlende persönliche Nähe und eine Mittelverwendung außerhalb der persönlichen Sphäre werden gewahrt.

§ 9 Transparenz

Vereinbarung, Ausgleichsmaßnahmen, Mittelverwendung und Stellungnahmen der Kommunalaufsicht werden auf einer öffentlich zugänglichen Webseite veröffentlicht.

§ 10 Schlussbestimmungen

(1) Der Vertrag bedarf der Schriftform (§ 11 Abs. 3 BauGB). Er soll zu Beginn des Planungsverfahrens geschlossen werden.

(2) Ist eine Bestimmung unwirksam, bleibt der Vertrag im Übrigen wirksam; § 139 BGB ist abbedungen. Erfüllungsort ist [Gemeinde]. Die Anlagen 1 bis 2 sind Vertragsbestandteil.

Klimaschutz allein trägt nicht

Die finanzielle Beteiligung steht und fällt mit der Sorgfalt: konkret bezifferte CO₂-Folge, konkrete Ausgleichsmaßnahmen, nachvollziehbare Ursächlichkeit und eine zum Vorhabenswert angemessene Höhe. Eine pauschale Abgabe ist unzulässig. Der physische Abwärme-Bezug (§ 2) ist der robustere Anker; die Höhe ist im Einzelfall fachjuristisch zu prüfen.

Unterschriften

[Ort], den [Datum]

_______________________________ _______________________________

Für die Gemeinde Für die Betreiberin

Anlagen

Anlage 1: Abwärme – Anschlusspunkt, Temperaturniveau, Menge, Übergabebedingungen
Anlage 2: Berechnung der CO₂-/Endenergiefolgen und des Ausgleichsbedarfs

Hinweis: Muster der LEA LandesEnergieAgentur Hessen zur Anpassung durch die Kommune. Keine Rechtsberatung im Einzelfall; vor Verwendung fachjuristisch prüfen und die Kommunalaufsicht mit Zustimmungsvorbehalt einbinden.

Fachüberblick · Energiewende HessenInterner Entwurf

Windenergie an Landdie Prüfungen von der Fläche bis zur Ersatzzahlung

Vom ersten Flächenstrich im Regionalplan bis zur Ersatzzahlung: der vollständige Stapel an Umwelt-, Arten- und Eingriffsprüfungen — mit den Erleichterungen aus RED III / WindBG und den hessischen Zuständigkeiten und Geldflüssen.

§ 6b WindBG seit 15.08.2025Hessen: 1,8 % (2027) · 2,2 % (2032)SUP · UVP · saP · Eingriffsregelung

Überblick

Zwei Ebenenein durchgereichter Prüfvorrat

Das Recht verteilt die Umweltprüfung auf zwei Ebenen. Was auf Planebene (Flächenausweisung) abschließend geprüft wurde, soll auf Zulassungsebene (Einzelanlage) nicht erneut vollständig geprüft werden. Genau an dieser Schnittstelle setzen die Beschleunigungsgebiete an: Sie „verbrauchen" die Umweltprüfung auf Planebene und befreien das Genehmigungsverfahren von UVP, FFH- und wasserrechtlicher Prüfung.

Hessen-Status · Februar 2026 Der Hessische VGH hat am 09.02.2026 die Feststellungsbeschlüsse zum Erreichen der Flächenbeitragswerte aufgehoben — Hessen hat die Flächenziele noch nicht erfüllt (Südhessen z. B. nur rund 1,5 %). Solange das gilt, bleibt die Privilegierung der Windenergie (u. a. die Vermutung, dass Standortalternativen außerhalb der Gebiete unzumutbar sind, § 45b Abs. 8 BNatSchG) weitgehend erhalten.

Welche Prüfung fällt wann an — Schnellübersicht

Grün = entfällt in Beschleunigungsgebieten (§ 6b), Gelb = modifiziert, Rot = bleibt in jedem Fall. Zeile anklicken für Details zur jeweiligen Prüfung.

Prüfinstrument	Verfahrensebene	Rechtsgrundlage	In Beschl.-Gebiet (§ 6b)?
SUP / Umweltbericht ▸	Planebene	§ 8 ROG · § 2 Abs. 4 BauGB	— (immer, Planebene)
Was wird geprüft? Die SUP ist die Umweltprüfung des Plans — nicht der einzelnen Anlage. Sie untersucht auf Ebene der Flächenkulisse, welche erheblichen Umweltauswirkungen die geplante Windenergie-Ausweisung haben kann. Herzstück ist der Umweltbericht. Ablauf: Scoping → Umweltbericht (inkl. Nullvariante & Alternativen) → Öffentlichkeitsbeteiligung (TÖB) → Abwägung & zusammenfassende Erklärung → Monitoring. Schutzgüter (§ 2 UVPG): Menschen, Tiere & Pflanzen, Fläche & Boden, Wasser, Luft & Klima, Landschaftsbild, kulturelles Erbe, Wechselwirkungen. Warum unverzichtbar? Erst die SUP auf Planebene „erkauft" die späteren Verfahrenserleichterungen (§ 6b) — ohne abgeschlossene SUP kein Beschleunigungsgebiet. Außerdem prägt sie vor, was später als Eingriff in das Landschaftsbild kompensiert werden muss.
FFH-VP (Plan) ▸	Planebene	§ 7 Abs. 6 ROG	— (immer, Planebene)
Was wird geprüft? Ob die Ausweisung eines Windenergiegebiets die Erhaltungsziele oder den Schutzzweck eines Natura-2000-Gebiets (FFH- oder Vogelschutzgebiet) erheblich beeinträchtigen kann — auf der abstrakten Ebene des Plans. Wann nötig? Immer dann, wenn ein Natura-2000-Gebiet im oder in der Nähe des potenziellen Windenergiegebiets liegt. Die Prüfung erfolgt vor der Ausweisung im Rahmen der Regionalplanung bzw. Bauleitplanung. Ergebnis: Ist eine erhebliche Beeinträchtigung nicht auszuschließen, muss die Fläche verändert, verkleinert oder aufgegeben werden — oder es bedarf einer Ausnahmeprüfung nach § 34 Abs. 3 BNatSchG (zwingende Gründe des überwiegenden öffentlichen Interesses). Wichtig: Liegt ein bestehendes Windenergiegebiet in einem FFH-Gebiet, kann es zwar Windenergiegebiet sein, gilt aber nicht als Beschleunigungsgebiet gem. § 6a WindBG.
UVP / Vorprüfung ▸	Zulassungsebene	UVPG Anl. 1 Nr. 1.6	entfällt (§ 6b)
Was wird geprüft? Die Umweltverträglichkeitsprüfung ermittelt, beschreibt und bewertet die Auswirkungen einer konkreten Windfarm auf alle Schutzgüter des § 2 UVPG — auf Anlagenebene. Schwellenwerte (UVPG Anlage 1 Nr. 1.6): ≥ 20 WEA → UVP-Pflicht zwingend (förmliches Verfahren, § 10 BImSchG) 6–19 WEA → allgemeine Vorprüfung 3–5 WEA → standortbezogene Vorprüfung 1–2 WEA → i.d.R. kein UVP-Schritt Was bedeutet „förmliches Verfahren"? Öffentlichkeitsbeteiligung, Auslegung der Unterlagen, Erörterungstermin, längere Bearbeitungsfristen und UVP-Gebührenzuschlag. In Beschleunigungsgebieten (§ 6b): UVP und Vorprüfung entfallen vollständig. Stattdessen reicht der Antragsteller ein Maßnahmenpaket ein, das auf einer „Überprüfung der Umweltauswirkungen" basiert. Dies gilt nur für Anträge ab dem 15.08.2025.
FFH-VP (Anlage) ▸	Zulassungsebene	§ 34 BNatSchG	entfällt (§ 6b)
Was wird geprüft? Ob die einzelne Windenergieanlage (oder Windfarm) die Erhaltungsziele eines Natura-2000-Gebiets erheblich beeinträchtigen kann — jetzt konkret auf Anlagenebene, nicht mehr abstrakt auf Planebene. Prüfablauf: Verträglichkeitsprüfung → wenn erhebliche Beeinträchtigung nicht ausgeschlossen → Ausnahme nach § 34 Abs. 3–5 BNatSchG (zwingende Gründe des überwiegenden öffentlichen Interesses + keine Alternativlösung + Kohärenzsicherung). Windenergie als öffentliches Interesse: § 45b Abs. 8 BNatSchG stellt klar, dass Windenergieanlagen kraft Gesetzes im überragenden öffentlichen Interesse liegen — das erleichtert die Ausnahmeprüfung. In Beschleunigungsgebieten (§ 6b): Die FFH-VP auf Zulassungsebene entfällt — die Prüfung wurde bereits auf Planebene abgeschlossen.
Wasserrechtliche Prüfung ▸	Zulassungsebene	§ 27 WHG	entfällt (§ 6b)
Was wird geprüft? Ob die WEA (inkl. Fundament, Zuwegung, Kabeltrassen) mit den Bewirtschaftungszielen des § 27 WHG vereinbar ist — also keine Verschlechterung des ökologischen und chemischen Zustands von Oberflächengewässern und Grundwasser verursacht. Relevante Sachverhalte: Eingriff in Überschwemmungsgebiete, Grundwasserleiter, Schutzgebiete der Trinkwassergewinnung (Wasserschutzzonen I–III). WEA-Fundamente können hydrogeologisch sensible Schichten durchdringen. Konzentrationswirkung: Im BImSchG-Verfahren ist die wasserrechtliche Prüfung über § 13 BImSchG mitkonzentriert — es gibt keinen separaten wasserrechtlichen Bescheid. In Beschleunigungsgebieten (§ 6b): Die separate wasserrechtliche Prüfung entfällt. Sie ist Bestandteil der „Überprüfung der Umweltauswirkungen" im Maßnahmenpaket.
saP / Artenschutz ▸	Zulassungsebene	§§ 44, 45b BNatSchG	modifiziert → „Überprüfung"
Was wird geprüft? Die spezielle artenschutzrechtliche Prüfung (saP) untersucht, ob eine WEA die drei Zugriffsverbote des § 44 Abs. 1 BNatSchG verletzt: Tötungs-/Verletzungsverbot (signifikante Kollisionsrisikoerhöhung), Störungsverbot (während Fortpflanzungs-/Aufzuchtzeiten), Schädigungsverbot (Fortpflanzungs- und Ruhestätten). § 45b-Standardisierung (seit 2022): Für kollisionsgefährdete Brutvogelarten gelten feste Prüfbereiche (Nahbereich → zentral → erweitert) mit gestuften Vermutungsregeln. Je nach Lage des Horsts zur Anlage trägt entweder der Vorhabenträger oder die Behörde die Beweislast. Schutzmaßnahmen: Antikollisionssysteme (z.B. IdentiFlight), phänologische/bedarfsgesteuerte Abschaltungen, Ablenkflächen. Zumutbarkeitsgrenze: ~6–8 % Jahresenergieertragsverlust; Investitionskosten ab 17.000 €/MW fließen in die Rechnung ein. In Beschleunigungsgebieten (§ 6b): Keine vollständige saP mehr, aber eine „Überprüfung" der artenschutzrechtlichen Zugriffsverbote bleibt — kein vollständiger Wegfall. Der Antragsteller legt ein Maßnahmenpaket vor.
Eingriffsregelung & Ersatzzahlung ▸	Zulassungsebene	§§ 13–15 BNatSchG	bleibt — immer
Was wird geprüft? Ob der Eingriff in Natur und Landschaft vermieden, minimiert oder ausgeglichen werden kann. Die Prüfung erfolgt in drei Stufen: Vermeidung → Ausgleich/Ersatz → Ersatzzahlung (§§ 13–15 BNatSchG). Windkraft-spezifisch — Landschaftsbild: WEA sind technische Großobjekte mit weitreichender Wirkung auf das Landschaftsbild — dieser Eingriff ist kaum real ausgleichbar. Ergebnis: regelmäßig Ersatzzahlung (§ 15 Abs. 6). Bemessung in Hessen über die Kompensationsverordnung (Biotopwertpunkte/WP-System). Wohin fließt das Geld? Ersatzzahlungen sind zweckgebunden für Naturschutz- und Landschaftspflegemaßnahmen; bei Windkraft-Landschaftsbild fließen die Mittel bevorzugt in die betroffenen Gemeinden zurück (eigenes Verwendungsverfahren in Hessen). Wichtig: Die Eingriffsregelung gilt auch in Beschleunigungsgebieten vollständig (§ 6b ändert daran nichts). Repowering löst grundsätzlich erneut die Ersatzzahlungspflicht aus.
Schall · Schatten · Eiswurf ▸	Zulassungsebene	TA Lärm · BImSchG	bleibt — immer
Schallimmissionen (TA Lärm): WEA sind Anlagen i.S. des BImSchG. Immissionsrichtwerte nach TA Lärm: tags 45 dB(A) im reinen Wohngebiet, 60 dB(A) im Gewerbegebiet; nachts i.d.R. 35–45 dB(A). Berechnung per DIN ISO 9613-2 oder spezifischen Windenergie-Ausbreitungsmodellen. Tieffrequenter Schall und Infraschall sind gesondert zu betrachten (AVV Baulärm / aktuelle Forschungsberichte LUBW). Schattenwurf: Durch die rotierende Rotorebene entsteht periodischer Schattenwurf (Diskoeffekt). Richtwert: max. 30 Stunden/Jahr und 30 Minuten/Tag an schutzbedürftigen Nutzungen (Wohngebäude, Schulen, Krankenhäuser). Nachweis per Simulation; Abschaltsystem bei Überschreitung obligatorisch. Eiswurf/-abfall: Bei Eisansatz an Rotorblättern besteht Wurfrisiko. Sicherheitsabstand zur öffentlichen Infrastruktur mindestens 1,5× Nabenhöhe + Rotordurchmesser. Eissensoren mit automatischer Abschaltung sind Standard. In Beschleunigungsgebieten: Diese Immissionsschutzprüfungen bleiben vollständig bestehen — § 6b schafft hier keine Erleichterung.
Artenschutzabgabe (§ 45d) ▸	Zulassungsebene (bei Ausnahme)	§ 45d BNatSchG	bleibt — wenn Ausnahme erteilt
Wann entsteht die Abgabe? Nur wenn eine artenschutzrechtliche Ausnahme nach § 45 Abs. 7 BNatSchG erteilt wird — also wenn ein Zugriffsverbot trotz Schutzmaßnahmen unvermeidbar verletzt wird und keine zumutbare Alternative besteht. Wohin fließt das Geld? Als zweckgebundene Sonderabgabe in den Bundeshaushalt (BMUKN). Von dort wird das Nationale Artenhilfsprogramm (nAHP) beim BfN finanziert (~14 Mio. € Haushaltsmittel/Jahr + Abgaben). Geförderte Arten: Rotmilan, Wiesenlimikolen, Fledermäuse u.a. Rückfluss nach Hessen: Nur über Projektförderung beim BfN — hessische Akteure (Kommunen, Naturschutzverbände, Stiftungen) müssen aktiv Anträge stellen (Förderrichtlinie v. 19.02.2026, zweistufiges Verfahren: Projektskizze → Antrag). In Windenergiegebieten selbst ist die Förderung ausgeschlossen. Abgrenzung zur Ersatzzahlung (§ 15): Beide können nebeneinander anfallen. Die Ersatzzahlung (§ 15) gilt dem Eingriff ins Landschaftsbild und fließt lokal zurück. Die Artenschutzabgabe (§ 45d) gilt dem Schutz betroffener Arten und wird zentral verwaltet.

SUP / UmweltberichtPlanebene · § 8 ROGimmer

Was wird geprüft? Die SUP ist die Umweltprüfung des Plans — nicht der einzelnen Anlage. Herzstück ist der Umweltbericht mit Nullvariante und Flächenalternativen.

Schutzgüter: Menschen, Tiere & Pflanzen, Fläche & Boden, Wasser, Luft & Klima, Landschaftsbild, kulturelles Erbe, Wechselwirkungen (§ 2 UVPG).

Warum unverzichtbar? Erst die SUP „erkauft" die Verfahrenserleichterungen des § 6b — ohne abgeschlossene SUP kein Beschleunigungsgebiet.

FFH-VP (Plan)Planebene · § 7 Abs. 6 ROGimmer

Was wird geprüft? Ob die Flächenausweisung die Erhaltungsziele eines Natura-2000-Gebiets erheblich beeinträchtigen kann — auf Planebene.

Wichtig: Liegt ein Gebiet in einem FFH-Gebiet, gilt es zwar als Windenergiegebiet, aber nicht als Beschleunigungsgebiet (§ 6a WindBG).

UVP / VorprüfungZulassungsebene · UVPG Anl. 1 Nr. 1.6entfällt § 6b

Schwellenwerte: ≥ 20 WEA → UVP zwingend; 6–19 WEA → allg. Vorprüfung; 3–5 WEA → standortbez. Vorprüfung; 1–2 WEA → i.d.R. kein UVP-Schritt.

In Beschleunigungsgebieten (§ 6b): UVP entfällt vollständig. Ersetzt durch Maßnahmenpaket + „Überprüfung der Umweltauswirkungen". Gilt nur für Anträge ab 15.08.2025.

FFH-VP (Anlage)Zulassungsebene · § 34 BNatSchGentfällt § 6b

Was wird geprüft? Erhebliche Beeinträchtigung eines Natura-2000-Gebiets durch die konkrete Anlage — auf Anlagenebene.

Ist eine Beeinträchtigung nicht auszuschließen, folgt die Ausnahmeprüfung (§ 34 Abs. 3–5 BNatSchG). In Beschleunigungsgebieten entfällt sie — die Prüfung wurde auf Planebene abgeschlossen.

Wasserrechtliche PrüfungZulassungsebene · § 27 WHGentfällt § 6b

Was wird geprüft? Vereinbarkeit mit den Bewirtschaftungszielen (§ 27 WHG): kein Verschlechterungsverbot für Gewässer und Grundwasser. Relevant bei Fundament, Zuwegung, Kabeltrassen.

Über die Konzentrationswirkung (§ 13 BImSchG) im BImSchG-Verfahren mitgeführt — kein separater wasserrechtlicher Bescheid.

saP / ArtenschutzZulassungsebene · §§ 44, 45b BNatSchGmodifiziert

Drei Zugriffsverbote: Tötungs-/Verletzungsverbot (signifikante Kollisionsrisikoerhöhung), Störungsverbot, Schädigungsverbot (Fortpflanzungs-/Ruhestätten).

§ 45b-Prüfbereiche: Nahbereich → zentral → erweitert, mit abgestuften Vermutungsregeln. Schutzmaßnahmen: Antikollisionssysteme (IdentiFlight), phänologische Abschaltungen, Ablenkflächen. Zumutbarkeitsgrenze ~6–8 % Ertragsverlust.

In Beschleunigungsgebieten kein vollständiger Wegfall — „Überprüfung" der Zugriffsverbote bleibt.

Eingriffsregelung & ErsatzzahlungZulassungsebene · §§ 13–15 BNatSchGbleibt immer

Drei Stufen: Vermeidung → Ausgleich/Ersatz → Ersatzzahlung (§ 15 Abs. 6). Windkraft trifft vor allem das Landschaftsbild — kaum real ausgleichbar, daher regelmäßig Ersatzzahlung.

Bemessung in Hessen über die Kompensationsverordnung (Biotopwertpunkte). Geld fließt zweckgebunden zurück in die betroffenen Gemeinden. Gilt auch in Beschleunigungsgebieten.

Schall · Schatten · EiswurfZulassungsebene · TA Lärm · BImSchGbleibt immer

Schall: Richtwerte nach TA Lärm (z.B. 35 dB(A) nachts im WA-Gebiet). Berechnung per DIN ISO 9613-2.

Schatten: Max. 30 h/Jahr und 30 min/Tag an schutzbedürftigen Gebäuden. Abschaltsystem obligatorisch.

Eiswurf: Sicherheitsabstand mind. 1,5 × Nabenhöhe + Rotordurchmesser; Eissensoren mit automatischer Abschaltung.

Artenschutzabgabe (§ 45d)Zulassungsebene (bei Ausnahme) · § 45d BNatSchGbei Ausnahme

Nur fällig bei erteilter artenschutzrechtlicher Ausnahme. Fließt als Sonderabgabe in den Bundeshaushalt → Nationales Artenhilfsprogramm (nAHP) beim BfN.

Rückfluss nach Hessen nur per Projektantrag (Förderrichtlinie v. 19.02.2026). Antragsberechtigt: Kommunen, Naturschutzverbände, Stiftungen. In Windenergiegebieten selbst ist die Förderung ausgeschlossen.

Abgrenzung: Nicht zu verwechseln mit der Ersatzzahlung (§ 15) — beide können nebeneinander anfallen.

Ebene 1 · Planung

Flächenausweisung& Beschleunigungsgebiete

Bevor irgendwo ein Mast steht, muss die Fläche planerisch gesichert sein. Das WindBG gibt jedem Land verbindliche Flächenziele vor; die Ausweisung selbst erfolgt über Raumordnungs- bzw. Bauleitplanung — und ist immer an eine strategische Umweltprüfung gekoppelt.

Die Flächenziele (WindBG § 3 + Anlage)

Land	bis 31.12.2027	bis 31.12.2032	Umsetzungsweg
Hessen	1,8 %	2,2 %	Teilregionalpläne Energie (Regionalversammlungen / Regionalverband FrankfurtRheinMain)
Bund gesamt	≈ 1,1–1,8 %	2 %	länderscharf, je nach Flächenpotenzial (Anlage WindBG)

Hessische Besonderheit Hessen hat keine abweichenden Teilflächenziele je Planungsregion festgelegt. Nach dem HessVGH muss deshalb jede Planungsregion denselben Prozentsatz erfüllen — wird das in einer Region verfehlt, kippt die landesweite Zielerreichungs-Feststellung.

Wie die Fläche planerisch entsteht

Raumordnung / Regionalplanung: Ausweisung von Windenergiegebieten als Vorrang-/Vorbehaltsgebiete (Teilregionalpläne Energie). Das Land trägt sein Ziel über § 5 WindBG zur Feststellung.
Kommunale Bauleitplanung: Flächennutzungsplan mit Konzentrationswirkung bzw. Sondergebiete (§ 35, §§ 249 ff. BauGB).
Pflichtprogramm jeder Ausweisung: Strategische Umweltprüfung (SUP) nach § 8 ROG bzw. § 2 Abs. 4 BauGB — und, soweit ein Natura-2000-Gebiet berührt sein kann, eine FFH-Verträglichkeitsprüfung (§ 7 Abs. 6 ROG / § 1a Abs. 4 BauGB).

Wann eine Fläche zum „Beschleunigungsgebiet" wird

Der Begriff stammt aus Art. 15c RED III (RL (EU) 2023/2413). Das WindBG kennt zwei Wege dorthin — und nur in einem Beschleunigungsgebiet greifen später die Verfahrenserleichterungen des § 6b.

Weg A — kraft Gesetzes (§ 6a WindBG)

Alle bis zum Ablauf des 19.05.2024 ausgewiesenen Windenergiegebiete gelten automatisch als Beschleunigungsgebiet, wenn:

bei der Ausweisung eine Umweltprüfung (und ggf. FFH-VP) durchgeführt wurde, und
das Gebiet nicht in Natura 2000, Naturschutzgebiet, Nationalpark oder der Kern-/Pflegezone eines Biosphärenreservats liegt.

Weg B — Neuausweisung

Neue Beschleunigungsgebiete werden eigens als solche ausgewiesen. Voraussetzung ist eine SUP auf Planebene, in der die Umweltauswirkungen abschließend behandelt und geeignete Minderungsmaßnahmen festgelegt werden — diese „erkaufen" den späteren Prüfungsverzicht im Genehmigungsverfahren.

+ Windenergiegebiet ≠ Beschleunigungsgebiet — der feine Unterschied +

Ein bloßes Windenergiegebiet (planungsrechtliche Grundlage nach § 2 Nr. 1 WindBG) reicht für § 6b nicht aus. Erst die zusätzliche Qualifikation als Beschleunigungsgebiet (über § 6a oder eigene Ausweisung) öffnet die Erleichterungen. Liegt ein bestehendes Gebiet z. B. in einem FFH-Gebiet, ist es zwar Windenergiegebiet, aber kein Beschleunigungsgebiet — dort bleibt es beim Regelprüfregime (bzw. § 6).

Planebene · Detail

StrategischeUmweltprüfung (SUP)

Die SUP ist die Umweltprüfung des Plans — nicht der einzelnen Anlage. Sie ist verfahrensrechtlich der UVP nachgebildet, prüft aber auf der abstrakteren Ebene von Flächenkulissen und Alternativen. Ihr Herzstück ist der Umweltbericht.

Ablauf in fünf Schritten

1 · Scoping: Behörde legt Detailtiefe, zu prüfende Schutzgüter und Methodik fest; Behörden- und ggf. Öffentlichkeitsbeteiligung.
2 · Umweltbericht: Ermittlung, Beschreibung und Bewertung der voraussichtlich erheblichen Umweltauswirkungen — inkl. Nullvariante und vernünftiger Alternativen (Standort-/Flächenalternativen).
3 · Beteiligung: Auslegung des Planentwurfs samt Umweltbericht; Stellungnahmen von Öffentlichkeit und Trägern öffentlicher Belange (TÖB).
4 · Berücksichtigung & Abwägung: Ergebnisse fließen in die Planungsentscheidung ein; zusammenfassende Erklärung, wie Umwelterwägungen berücksichtigt wurden.
5 · Überwachung (Monitoring): nachlaufende Beobachtung erheblicher Auswirkungen, um unvorhergesehene nachteilige Folgen zu erkennen.

Welche Schutzgüter geprüft werden

Der Prüfumfang folgt den Schutzgütern des UVPG (§ 2). In der SUP werden sie flächenbezogen, im UVP-Verfahren anlagenbezogen betrachtet:

§ 2 UVPGMenschen, menschl. Gesundheit§ 2 UVPGTiere, Pflanzen, biolog. Vielfalt§ 2 UVPGFläche & Boden§ 2 UVPGWasser§ 2 UVPGLuft & Klima§ 2 UVPGLandschaft (Landschaftsbild!)§ 2 UVPGkulturelles Erbe, Sachgüter§ 2 UVPGWechselwirkungen

Warum das für die Kosten zählt Das Schutzgut Landschaft / Landschaftsbild ist der Anknüpfungspunkt für die spätere Ersatzzahlung bei Windrädern (siehe Abschnitt 7). Bereits hier wird konzeptionell vorgeprägt, was später monetär ausgeglichen werden muss.

Ebene 2 · Zulassung

Das Genehmigungs-verfahren: BImSchG & UVP

Jede Windenergieanlage über 50 m Gesamthöhe ist immissionsschutzrechtlich genehmigungsbedürftig (Nr. 1.6 Anhang 1 zur 4. BImSchV). Das BImSchG-Verfahren bündelt über seine Konzentrationswirkung (§ 13 BImSchG) nahezu alle anderen Genehmigungen — Naturschutz, Baurecht, Wasserrecht — in einem Bescheid.

Förmlich oder vereinfacht? Es hängt an der UVP

Ob ein förmliches Verfahren mit Öffentlichkeitsbeteiligung (§ 10 BImSchG) oder das vereinfachte Verfahren (§ 19 BImSchG) läuft, entscheidet sich an der UVP-Pflicht — und die wiederum an der Zahl der Anlagen der „Windfarm":

Anzahl WEA (> 50 m)	UVPG Anlage 1	Prüfschritt	Folge fürs Verfahren
≥ 20 ▸	Nr. 1.6.1	UVP-Pflicht zwingend	förmliches Verfahren, § 10 BImSchG
Förmliches Verfahren (§ 10 BImSchG): Öffentliche Bekanntmachung, Auslegung der Antragsunterlagen für mind. 1 Monat, Einwendungsfrist, Erörterungstermin (wenn Einwendungen eingehen). Erst danach Bescheid. UVP-Unterlagen: Der Antragsteller muss eine vollständige UVP-Dokumentation vorlegen — Beschreibung des Vorhabens, Zustand der Umwelt (Nullvariante), Auswirkungen auf alle Schutzgüter (§ 2 UVPG), Maßnahmen zur Vermeidung/Verminderung, Alternativen. Zeitlicher Aufwand: UVP-pflichtige Verfahren dauern in der Praxis oft 3–5 Jahre inkl. Klageverfahren. Der UVP-Bericht ist das aufwändigste Einzelgutachten im Verfahren. In Beschleunigungsgebieten (§ 6b): Auch bei ≥ 20 WEA entfällt die UVP vollständig — einer der größten Beschleunigungseffekte des RED-III-Umsetzungsgesetzes (ab 15.08.2025).
6 – 19 ▸	Nr. 1.6.2	allgemeine Vorprüfung	UVP nur, wenn erhebliche Auswirkungen möglich
Allgemeine Vorprüfung (Screening): Die Behörde prüft überschlägig anhand der Kriterien der Anlage 3 UVPG, ob erhebliche Umweltauswirkungen möglich sind. Kriterien: Merkmale des Vorhabens (Größe, Ressourcenverbrauch), Standortmerkmale (Empfindlichkeit, Schutzgebiete), mögliche Auswirkungen (Schwere, Irreversibilität). Ergebnis: Wenn die Behörde erhebliche Auswirkungen nicht ausschließen kann → UVP-Pflicht → förmliches Verfahren mit Öffentlichkeitsbeteiligung. Andernfalls vereinfachtes Verfahren. Praxis-Knackpunkt: Das Screening-Ergebnis ist oft der entscheidende Verfahrensweichensteller. Bei Projekten in oder nahe Schutzgebieten kippt es regelmäßig zur UVP-Pflicht. Das Ergebnis ist dokumentationspflichtig und gerichtlich überprüfbar.
3 – 5 ▸	Nr. 1.6.3	standortbez. Vorprüfung	UVP nur bei besonderen örtl. Gegebenheiten
Standortbezogene Vorprüfung: Strengerer Maßstab als die allgemeine Vorprüfung — UVP-Pflicht wird nur ausgelöst, wenn besondere örtliche Gegebenheiten am Standort vorliegen (z.B. unmittelbare Nähe zu Natura-2000-Gebieten, Trinkwasserschutzgebieten, dicht besiedelten Bereichen). In der Praxis: Bei 3–5 WEA ohne sensible Standortfaktoren in der Regel kein förmliches Verfahren. Der Prüfaufwand bleibt auf die standortbezogenen Risiken beschränkt.
1 – 2 ▸	—	keine UVP-Stufe	i. d. R. vereinfachtes Verfahren, § 19 BImSchG
Vereinfachtes Verfahren (§ 19 BImSchG): Keine Öffentlichkeitsbeteiligung, keine Auslegung, kein Erörterungstermin. Die Behörde entscheidet nach Aktenlage auf Basis der eingereichten Unterlagen. Trotzdem voller Artenschutz- und Kompensationsaufwand: Das vereinfachte Verfahren spart das UVP-Prozedere, nicht jedoch saP, Eingriffsregelung oder Schall-/Schattennachweis. Der relative Aufwand pro MW ist bei 1–2 WEA oft am höchsten. Keine Rückwirkung: § 6b-Erleichterungen greifen erst ab Antragstellung nach dem 15.08.2025 — ältere Verfahren laufen nach altem Recht zu Ende.

≥ 20 WEANr. 1.6.1 · förmliches Verfahren § 10 BImSchGUVP-Pflicht

Öffentliche Auslegung (mind. 1 Monat), Einwendungsfrist, Erörterungstermin. In der Praxis 3–5 Jahre inkl. Klageverfahren. In Beschleunigungsgebieten (§ 6b) entfällt die UVP auch bei ≥ 20 WEA vollständig.

6 – 19 WEANr. 1.6.2 · allgemeine VorprüfungVorprüfung

Behörde prüft überschlägig nach Anlage 3 UVPG. Wenn erhebliche Auswirkungen nicht ausgeschlossen → UVP-Pflicht und förmliches Verfahren. Das Screening-Ergebnis ist gerichtlich überprüfbar.

3 – 5 WEANr. 1.6.3 · standortbez. VorprüfungVorprüfung

UVP nur bei besonderen örtlichen Gegebenheiten (Schutzgebiete, Trinkwasserschutzzonen etc.). Ohne sensible Standortfaktoren i.d.R. kein förmliches Verfahren.

1 – 2 WEAVereinfachtes Verfahren § 19 BImSchGkeine UVP

Keine Öffentlichkeitsbeteiligung, keine Auslegung. Voller saP- und Kompensationsaufwand bleibt jedoch bestehen — relativer Aufwand pro MW oft am höchsten.

Die Vorprüfung (Screening) erfolgt überschlägig anhand der Kriterien in Anlage 3 UVPG (Merkmale des Vorhabens, Standort, mögliche Auswirkungen). Ergibt sie eine UVP-Pflicht, schlägt das Verfahren in das förmliche mit Öffentlichkeitsbeteiligung um.

+ Was prüft das BImSchG-Verfahren konkret? +

Das BImSchG-Verfahren ist das Konzentrationsverfahren (§ 13 BImSchG) — es bündelt nahezu alle Genehmigungen in einem Bescheid. Die Prüftiefe variiert je nach UVP-Stufe und Lage im Beschleunigungsgebiet.

Prüfkatalog im Regelverfahren

Immissionsschutz (TA Lärm): Schallimmissionsprognose je Anlage und kumuliert mit Bestandsanlagen; Tagrichtwerte (45–65 dB(A) je Gebietsart), Nachtrichtwerte (35–50 dB(A)); tieffrequenter Schall gesondert (TA Lärm Nr. 7.3); Befeuerung/Lichtimmissionen bei Nabenhöhe > 100 m
Schattenwurf: Simulationsprognose für alle schutzwürdigen Gebäude im Einwirkungsbereich; max. 30 h/Jahr und 30 min/Tag; Abschaltsystem-Konzept mit Nachweis der Grenzwerteinhaltung
Eiswurf / Eisfall: Sicherheitsabstand-Nachweis zu Wegen, Straßen, Gebäuden (mind. 1,5 × [Nabenhöhe + Rotordurchmesser]); Eissensor-Konzept mit automatischer Abschaltung
Standsicherheit / Baurecht: Typenprüfzertifikat oder Einzelstandsicherheitsnachweis für Fundament, Turm, Maschinenhaus; Brandschutzkonzept; Entwässerung der Zuwegung
Artenschutz / saP (§§ 44, 45b BNatSchG): vollständige saP mit Prüfbereichssystem; Maßnahmenkonzept (Schutzmaßnahmen, ggf. AKS, Abschaltzeiten, Ablenkflächen); Zumutbarkeitsberechnung; ggf. Ausnahmeantrag (§ 45 Abs. 7) mit Artenschutzabgabe (§ 45d)
Eingriffsregelung (§§ 13–15 BNatSchG): Biotoptypenkartierung; Eingriffs-Ausgleichs-Bilanzierung; LBP mit Maßnahmenblättern; Ersatzzahlung für Landschaftsbild; Sicherstellung der Kompensationsflächen (Grundbuch/Dienstbarkeit)
FFH-Verträglichkeit (§ 34 BNatSchG): Vorprüfung obligatorisch bei Natura-2000-Nähe; bei Erheblichkeit → vollständige VP; bei erheblicher Beeinträchtigung → Ausnahmeprüfung mit Kohärenzsicherungsmaßnahmen
Wasserrecht (§ 27 WHG, WHG §§ 35–37): Grundwasserverträglichkeit; Umgang mit wassergefährdenden Stoffen (Getriebeöl); Vereinbarkeit mit Wasserschutzgebieten und Überschwemmungsgebieten
Waldrecht: bei Waldstandorten: Waldumwandlungsgenehmigung (§ 9 HWaldG); Kompensation durch Ersatzaufforstung oder Walderhaltungsabgabe
Denkmalschutz: Sichtachsenanalyse; fotomontagebasierte Visualisierungen; Stellungnahme des Landesamts für Denkmalpflege Hessen
Luftverkehr / Flugsicherung: Zustimmung der DFS (Deutsche Flugsicherung); Zustimmung des Luftfahrtbundesamts; ggf. Befeuerungskonzept (BEK) mit infrarotgesteuerter bedarfsgerechter Befeuerung (BNK)
Wetterradar (DWD): Prüfung der Beeinträchtigung von Wetterradar-Stationen; ggf. gutachterlicher Nachweis der Verträglichkeit
Militärische Belange (Bundeswehr): Stellungnahme zum Tiefflugbereich; ggf. Freistellungserklärung

Hessen · Verfahrenszuständigkeiten im Überblick

Aufgabe	Zuständige Stelle
BImSchG-Genehmigung WEA	Regierungspräsidium (RP Darmstadt / Gießen / Kassel)
Obere Naturschutzbehörde (ONB)	Regierungspräsidium
Untere Naturschutzbehörde (UNB)	Kreisausschuss des Landkreises / Magistrat kreisfreier Städte
Waldumwandlung (§ 9 HWaldG)	Regierungspräsidium (Forstbehörde) im Einvernehmen
Denkmalschutz	Landesamt für Denkmalpflege Hessen (LfDH) — Stellungnahme
Flächenausweisung / Regionalplanung	Regionalversammlungen & Regionalverband FrankfurtRheinMain
Ökoagentur / Ökokonto-Handel	Hessische Landgesellschaft (HLG) nach § 5 Hess. KompensVO

Zulassung · Naturschutz

Artenschutzdie saP nach § 44 / § 45b BNatSchG

Die spezielle artenschutzrechtliche Prüfung ist das streitanfälligste Element. Seit 2022 ist sie für kollisionsgefährdete Brutvogelarten weitgehend standardisiert (§ 45b + Anlagen 1 und 2 BNatSchG): feste Abstandsbereiche, ein Katalog anerkannter Schutzmaßnahmen und klare Zumutbarkeitsgrenzen.

Die drei Zugriffsverbote (§ 44 Abs. 1 BNatSchG)

Tötungs-/Verletzungsverbot — relevant: signifikante Erhöhung des Kollisionsrisikos.
Störungsverbot — erhebliche Störung während Fortpflanzungs-, Aufzucht-, Wander- und Überwinterungszeiten.
Schädigungsverbot — Beschädigung/Zerstörung von Fortpflanzungs- und Ruhestätten.

Das Prüfbereichs-System (Anlage 1 Abschnitt 1)

Für jede kollisionsgefährdete Brutvogelart definiert das Gesetz drei konzentrische Abstände um den Brutplatz. Der Abstand zur geplanten Anlage entscheidet über die Beweislast:

Lage der Anlage	Norm	Vermutung	Konsequenz
im Nahbereich	§ 45b	Signifikanz	regelmäßig erhöhtes Risiko; nur über Ausnahme lösbar
Nahbereich → zentraler Prüfbereich	Abs. 3	widerlegbar	Habitatpotenzial-/Raumnutzungsanalyse oder Schutzmaßnahmen
jenseits des erweiterten Prüfbereichs	Abs. 5	keine Signifikanz	keine Schutzmaßnahmen erforderlich

Anerkannte Schutzmaßnahmen & ihre Zumutbarkeitsgrenze

Lässt sich die Signifikanz nicht widerlegen, kommen Schutzmaßnahmen aus Anlage 1 Abschnitt 2 in Betracht: Antikollisionssysteme, (bedarfsgesteuerte) Abschaltungen, Ablenk-/Ausweichnahrungshabitate, phänologie- und bewirtschaftungsbedingte Abschaltungen. Entscheidend ist die Zumutbarkeit:

Zumutbarkeit (§ 45b Abs. 6 + Anlage 2) Abschaltauflagen gelten als unzumutbar, sobald sie den Jahresenergieertrag über eine bestimmte Schwelle hinaus mindern (in der Literatur je nach EEG-Gütefaktor in der Größenordnung von ~6 %/8 %). In die Rechnung werden Investitionskosten für Schutzmaßnahmen ab 17.000 €/MW einbezogen. Unzumutbare Maßnahmen können auf Verlangen des Vorhabenträgers dennoch angeordnet werden.

+ Überragendes öffentliches Interesse & Standortalternativen (§ 45b Abs. 8) +

Der Betrieb von Windenergieanlagen liegt kraft Gesetzes im überragenden öffentlichen Interesse und dient der öffentlichen Sicherheit. Für ausgewiesene Windenergiegebiete gilt: Standortalternativen außerhalb des Gebiets sind „in der Regel nicht zumutbar" — bis nach § 5 WindBG festgestellt ist, dass das Land seinen Flächenbeitragswert erreicht hat.

Für Hessen heißt das aktuell: Da der HessVGH (09.02.2026) die Zielerreichung verneint hat, bleibt diese vorteilhafte Vermutung zugunsten der Windenergie vorerst in Kraft.

+ Wenn es ohne Ausnahme nicht geht: die Artenschutzabgabe (§ 45d) +

Wird eine artenschutzrechtliche Ausnahme erteilt, ist nach § 45d Abs. 2 BNatSchG grundsätzlich eine Zahlung in Artenhilfsprogramme zu leisten (sofern keine anderweitigen Populationsschutz-Maßnahmen greifen). Diese Mittel sind zweckgebunden, um die Bestände der vom Windkraftbetrieb betroffenen Arten regional und bundesweit zu sichern bzw. ihren Erhaltungszustand zu verbessern. Der Bund hatte hierfür Mittel in der Größenordnung von rund 82 Mio. € bis 2026 (≈ 20 Mio. €/Jahr) vorgesehen.

Wichtig: Diese Artenschutzabgabe (§ 45d) ist rechtlich etwas anderes als die Ersatzzahlung (§ 15) aus der Eingriffsregelung — beide können nebeneinander anfallen. Wohin sie jeweils fließen, zeigt Abschnitt 7.

Zulassung · Praxis

Maßnahmenkonzeptekonkrete Konzepte, Prüfungen & Maßnahmenräume

Aus der saP (§ 45b) wird ein konkretes Maßnahmenkonzept abgeleitet. Es besteht aus drei Bausteinen: den Erfassungs-/Prüfbausteinen (Datengrundlage), den Schutzmaßnahmen am Standort (anlagengebunden) und den populationsstützenden Maßnahmen auf Flächen — letztere werden räumlich gesteuert. Genau diese räumliche Verortung ist planerisch entscheidend.

Baustein 1 — Prüf- & Erfassungsbausteine (mit Beispielen)

Baustein	Funktion	Beispiel
Habitatpotenzialanalyse (HPA)	widerlegt die Signifikanz-Regelvermutung im zentralen Prüfbereich (§ 45b Abs. 3)	Bewertung, ob die Nahrungshabitate im Umfeld für den Rotmilan überhaupt attraktiv sind
Raumnutzungsanalyse (RNA)	auf Verlangen des Vorhabenträgers; misst die tatsächliche Aufenthalts-/Flugaktivität	saisonale Flugbeobachtung: wie oft hält sich die Art im Rotorbereich auf?
Brutplatzkartierung / Besatzkontrolle	Horstsuche im Prüfbereich, Abgleich mit Abständen der Anlage 1	Rotmilan-Horstsuche im Nah- und zentralen Prüfbereich
Gondelmonitoring (Fledermaus)	akustische Aktivitätserfassung an der Gondel über ≥ 1 Saison → Datenbasis für Abschaltalgorithmus	Höhenmonitoring liefert Eingangsdaten für die ProBat-Berechnung

Baustein 2 — Konkrete Schutzmaßnahmen am Standort

Antikollisionssysteme (AKS): kamera-/KI-gestützte Systeme erkennen anfliegende Großvögel und lösen eine bedarfsgesteuerte Abschaltung aus. Anerkannt ist z. B. IdentiFlight (für Rotmilan und Seeadler validiert); weitere Systeme wie BirdRecorder in Erprobung. Vorteil gegenüber pauschaler Abschaltung: deutlich geringere Ertragsverluste. Kosten je System in der Größenordnung von ~300.000 € (KNE, 2023) — fließen über die 17.000-€/MW-Regel in die Zumutbarkeitsrechnung ein.
Phänologische / bedarfsweise Abschaltung: Stillstand in den kritischen Phasen — beim Rotmilan v. a. die Aufzuchtzeit (etwa 20.05.–30.06.), in der die höchste Schutzwirkung erzielt wird.
Bewirtschaftungsbezogene Abschaltung: kurzzeitiger Stillstand bei Mahd/Ernte im Umfeld, weil Greifvögel dann gezielt im Rotorbereich nach Nahrung suchen.
Ablenk-/Ausweichnahrungshabitate (Ablenkflächen): attraktive Nahrungsflächen abseits der Anlagen anlegen, um die Tiere wegzulenken — eine flächenbezogene Maßnahme (siehe Maßnahmenräume).
Nisthilfen-Verbot (§ 45b Abs. 7): im 1.500-m-Umkreis dürfen keine Nisthilfen angebracht werden; FCS-Nisthilfen zur Bestandsstützung gehören in den Maßnahmenraum.

Temporäre Abschaltung — pauschal: Stillstand in der Aktivitätsperiode bei geringer Windgeschwindigkeit und milden Temperaturen (in der Dämmerung/Nacht), wenn Fledermäuse aktiv sind.
Temporäre Abschaltung — passgenau (ProBat): auf Basis des Gondelmonitorings berechnet die Software ProBat einen standortspezifischen Abschaltalgorithmus. Ergebnis: gezielter Stillstand nur bei tatsächlich hoher Aktivität — gleicher Schutz, geringerer Ertragsverlust.
Signifikanzschwelle: legt fest, wie viele Schlagopfer je Anlage und Jahr toleriert werden — die Abschaltung wird so eingestellt, dass die Schwelle nicht überschritten wird.

Baustein 3 — Wo finden die Maßnahmen statt? Die Maßnahmenräume

Das ist die planerisch zentrale Frage. Die Maßnahmen verteilen sich auf zwei räumliche Logiken, die bewusst entkoppelt werden:

Am Anlagenstandort (anlagengebunden)

Vermeidungs-/Minderungsmaßnahmen wie Abschaltung und AKS wirken direkt an der WEA und brauchen keine zusätzlichen Flächen. Sie senken das Tötungsrisiko vor Ort.

Im Maßnahmenraum (flächengebunden)

Populationsstützende Maßnahmen (FCS / Artenhilfsprogramm) und Eingriffskompensation (§ 15) brauchen reale Flächen — und liegen nicht an der Anlage, sondern in eigens gesteuerten Räumen.

Planungsrelevant · zwei getrennte Lenkungsräume In Windenergiegebieten ist die Förderung von Artenhilfs-Maßnahmen ausdrücklich ausgeschlossen, soweit dadurch Konflikte mit der Windenergienutzung entstehen können (nationale Artenhilfsprogramm-Förderrichtlinie). Logisch zwingend: Man darf die zu schützenden Arten nicht mit Nahrungs-/Bruthabitaten an die Anlagen locken. Die Planung braucht daher zwei räumliche Schwerpunkte — Windkonzentrationsräume (Beschleunigungsgebiete) und davon getrennte Maßnahmen-/Förderräume für die Arten, die aufeinander abgestimmt sein müssen.

FCS-/AHP-Maßnahmen lassen sich auf Raumordnungs- oder Landesebene verankern und räumlich bündeln — das erhöht Wirksamkeit und vereinfacht Monitoring (Skaleneffekt statt Einzelflächen-Flickenteppich).
Eingriffskompensation (§ 15) ist dagegen lagegebunden: in Hessen müssen Eingriff und Ausgleich im selben Naturraum bzw. im selben/benachbarten Landkreis liegen — der Maßnahmenraum muss also nahe am Eingriff sein (siehe Abschnitt 9).

Beschleunigung

Erleichterungen§ 6, § 6a, § 6b WindBG

Mit dem RED-III-Umsetzungsgesetz (verkündet 14.08.2025, in Kraft seit 15.08.2025) ist § 6b WindBG hinzugekommen. Die drei Normen greifen ineinander: § 6 verschlankt die Artenschutzprüfung, § 6a macht Bestandsgebiete zu Beschleunigungsgebieten, § 6b befreit das Zulassungsverfahren in eben diesen Gebieten von ganzen Prüfungen.

Norm	Was sie tut	Voraussetzung
§ 6 ▸	Modifizierte / standardisierte Artenschutzprüfung — Bündelung der saP-Maßgaben, tatbestandsbezogene Erleichterungen.	greift v. a. in ausgewiesenen Gebieten / bei Zielerreichung
Was tut § 6 WindBG konkret? Er fasst die artenschutzrechtlichen Maßgaben für Windenergie systematisch zusammen und führt tatbestandsbezogene Erleichterungen ein — ohne die Schutzstandards abzusenken, aber mit klaren Beweislastregeln und Standardisierungen aus § 45b BNatSchG. Prüfbereiche & Vermutungsregeln: Feste Abstände (Nahbereich, zentraler Prüfbereich, erweiterter Prüfbereich) je Brutvogelart. Je näher die Anlage am Horst, desto stärker die gesetzliche Vermutung eines signifikant erhöhten Kollisionsrisikos — und desto höher die Anforderungen an die Widerlegung. Wann greift § 6? Vorrangig in ausgewiesenen Windenergiegebieten und bei Zielerreichung (Flächenbeitragswert erfüllt). Da Hessen den Flächenbeitragswert laut HessVGH (09.02.2026) noch nicht erfüllt hat, gilt die privilegierende Wirkung des § 45b Abs. 8 BNatSchG weiterhin — was den Anwendungsbereich von § 6 in der Praxis beeinflusst. Verhältnis zu § 6b: Wo § 6 anwendbar ist, kann der Antragsteller nach § 6b Abs. 9 WindBG das Verfahren nach § 6b verlangen — es ist also gestaltbar (Wahlrecht), aber kein Automatismus.
§ 6a ▸	Erklärt Bestands-Windenergiegebiete (bis 19.05.2024) kraft Gesetzes zu Beschleunigungsgebieten.	Umweltprüfung erfolgt + nicht in Schutzgebietskulisse
Was ist § 6a? Die „Erbschaftsklausel" des WindBG: Alle bis zum 19.05.2024 ausgewiesenen Windenergiegebiete, bei deren Ausweisung eine Umweltprüfung (und ggf. FFH-VP) durchgeführt wurde und die nicht in einer Schutzgebietskulisse liegen, gelten automatisch als Beschleunigungsgebiet — ohne neue Ausweisung. Ausschlusskriterien: Liegt das Gebiet in einem Natura-2000-Gebiet, Naturschutzgebiet, Nationalpark oder der Kern-/Pflegezone eines Biosphärenreservats → kein Beschleunigungsgebiet nach § 6a, selbst wenn eine SUP durchgeführt wurde. Praktische Bedeutung: Der Großteil der in Hessen vorhandenen Windenergiegebiete fällt unter § 6a — sie profitieren damit automatisch von den Verfahrenserleichterungen des § 6b für alle Neuanträge ab dem 15.08.2025. Eine Neuausweisung ist nicht nötig. Abgrenzung: Windenergiegebiet ≠ Beschleunigungsgebiet. Erst die Qualifikation nach § 6a (oder eigenständige Ausweisung) eröffnet § 6b. Ein bestehendes Gebiet in einem FFH-Gebiet bleibt Windenergiegebiet, aber kein Beschleunigungsgebiet.
§ 6b ▸	Im Zulassungsverfahren in Beschleunigungsgebieten: keine UVP, keine FFH-VP (§ 34 BNatSchG), keine separate wasserrechtliche Prüfung.	Standort liegt in einem Beschleunigungsgebiet
Was entfällt? UVP/Vorprüfung, vollständige saP, FFH-VP (§ 34 BNatSchG), separate wasserrechtliche Prüfungen. Das klassische Unterlagenpaket aus UVP-Bericht, saP-Gutachten und FFH-Verträglichkeitsstudie wird nicht mehr gefordert. Was bleibt? Die Behörde führt eine „Überprüfung der Umweltauswirkungen" durch — orientiert am Gerüst des § 6, fokussiert auf artenschutzrechtliche Zugriffsverbote, Habitatschutz und WHG-Bewirtschaftungsziele. Der Antragsteller legt ein Maßnahmenpaket vor (separate Unterlage). Eingriffsregelung + Ersatzzahlung (§§ 13–15) bleiben vollständig bestehen. Wichtige Einschränkungen: — Keine Rückwirkung: gilt nur für Anträge ab dem 15.08.2025. — Wahlrecht: Wo § 6 anwendbar ist, kann der Antragsteller § 6b verlangen (§ 6b Abs. 9) — kein Automatismus. — Kein Wahlrecht, wenn § 6 nicht anwendbar ist oder kein Beschleunigungsgebiet vorliegt. Rechtsgrundlage: Eingeführt durch das RED-III-Umsetzungsgesetz (Art. 15c RL (EU) 2023/2413), in Kraft seit 15.08.2025.

§ 6 WindBGModifizierte ArtenschutzprüfungErleichterung

Fasst die saP-Maßgaben des § 45b systematisch zusammen, führt Beweislastregeln und feste Prüfbereiche ein. Greift v.a. in ausgewiesenen Windenergiegebieten. Antragsteller kann per Wahlrecht (§ 6b Abs. 9) stattdessen § 6b-Verfahren wählen.

§ 6a WindBGBestandsgebiete kraft Gesetzesautomatisch

Alle bis 19.05.2024 ausgewiesenen Windenergiegebiete mit SUP (und nicht in Schutzgebietskulisse) gelten kraft Gesetzes als Beschleunigungsgebiet. Keine Neuausweisung nötig. Wichtig: Windenergiegebiet ≠ Beschleunigungsgebiet — erst § 6a öffnet § 6b.

§ 6b WindBGVerfahrenserleichterung im Zulassungsverfahrenentfällt § 6b

Keine UVP, keine FFH-VP, keine separate Wasserrechtsprüfung. Stattdessen: „Überprüfung der Umweltauswirkungen" + Maßnahmenpaket. Eingriffsregelung bleibt. Nur für Anträge ab 15.08.2025, nur in Beschleunigungsgebieten.

Was § 6b im Genehmigungsverfahren wegfallen lässt — und was an die Stelle tritt

Voller Prüfvorrat auf Zulassungsebene

UVP-Vorprüfung bzw. UVP (je nach Anlagenzahl)
vollständige spezielle artenschutzrechtliche Prüfung (saP)
FFH-Verträglichkeitsprüfung (§ 34 BNatSchG), soweit einschlägig
wasserrechtliche Prüfungen
Eingriffsregelung + Kompensation/Ersatzzahlung

Verschlankt zur „Überprüfung"

In Beschleunigungsgebieten entfallen UVP, FFH-VP und die separate wasserrechtliche Prüfung. Anstelle dessen führt die Behörde eine „Überprüfung der Umweltauswirkungen" durch — im Wesentlichen eine modifizierte Prüfung der artenschutzrechtlichen Zugriffsverbote, des Habitatschutzes und der wasserrechtlichen Bewirtschaftungsziele (§ 27 WHG), orientiert am Gerüst des § 6.

Antragsteller reicht ein Maßnahmenpaket als separate Unterlage ein, mit dem er den Umweltauswirkungen begegnet.
Nicht erforderlich: die klassischen UVP-/saP-/FFH-Unterlagen.
Eingriffsregelung & Ersatzzahlung (§ 15) bleiben — sie sind nicht Teil des Wegfalls.

Zwei Fallstricke(1) Keine Rückwirkung: § 6b gilt erst für Anträge ab dem 15.08.2025. (2) Wahlrecht: Wo § 6 anwendbar ist, kann die Antragstellerin nach § 6b Abs. 9 das Verfahren nach § 6b verlangen — es ist also gestaltbar, aber kein Automatismus. Kein Wahlrecht besteht, wenn zwar § 6, aber noch kein Beschleunigungsgebiet am Standort vorliegt.

+ Repowering: zusätzlicher Beschleunigungseffekt +

Beim Ersetzen von Altanlagen durch leistungsstärkere Neuanlagen wirken sich die Erleichterungen besonders aus: vorhandene Vorbelastung, bereits ausgewiesene/anerkannte Flächen und § 16b BImSchG verkürzen das Verfahren. Liegt der Standort in einem Beschleunigungsgebiet, greift zusätzlich § 6b. Achtung: Repowering löst eingriffsrechtlich grundsätzlich erneut die Ersatzzahlungspflicht aus (neuer Eingriff), wenn auch unter erleichterten Voraussetzungen.

Wirtschaftlichkeit

Kosten& typische Fallkonstellationen

Die Verfahrenskosten skalieren mit dem Prüfumfang — und der hängt an drei Stellschrauben: Anzahl der Anlagen (UVP-Stufe), Lage (Beschleunigungsgebiet ja/nein) und Artenschutz-Konfliktlage. Darunter liegen die immer fälligen Kompensationskosten.

Die Kostentreiber

Kostenblock	Wovon getrieben	Hebel zur Senkung
Gutachten (UVP, saP, Schall/Schatten, Avifauna, Fledermaus) ▸	UVP-Stufe, Erfassungsaufwand (Brut-/Raumnutzung)	Beschleunigungsgebiet (§ 6b) spart UVP/FFH-Unterlagen
Typische Gutachten im BImSchG-Verfahren: — UVP-Bericht (bei ≥ 6 WEA und positiver Vorprüfung): größtes Einzelgutachten, umfasst alle Schutzgüter, oft 200–400 Seiten — Avifauna-Gutachten: Brutvogelkartierung, Horstsuche, Raumnutzungsanalyse für kollisionsgefährdete Arten (Rotmilan, Schwarzstorch, Seeadler, Wespenbussard u.a.) — mind. 1–2 Brutsaisons — Fledermaus-Gutachten: Transekt- und Horchboxenmonitoring, Gondelmonitoring (mind. 1 Saison) als Grundlage für ProBat-Algorithmus — Schall-/Schattengutachten: Ausbreitungsberechnung nach DIN ISO 9613-2 und WEA-spezifischen Zusätzen; Schattenprognose nach Industriestandard — saP: artenschutzrechtliche Prüfung nach § 45b; bei komplexen Konflikten mit Habitatpotenzialanalyse + Raumnutzungsanalyse In Beschleunigungsgebieten (§ 6b): UVP-Bericht und klassische saP-/FFH-Unterlagen entfallen — der Antragsteller legt stattdessen ein kompaktes Maßnahmenpaket vor. Das spart i.d.R. mehrere 100.000 € Gutachtenkosten je Projekt.
Behördengebühren ▸	UVP-Zuschläge auf die Grundgebühr; Vorprüfungszuschläge	vereinfachtes statt förmliches Verfahren
Gebührenstruktur in Hessen: Die BImSchG-Genehmigungsgebühr richtet sich nach der installierten Leistung (kW/MW). Zuschläge für UVP-Verfahren (förmliches Verfahren nach § 10 BImSchG) erhöhen die Grundgebühr erheblich. Vorprüfung: Auch das Screening selbst ist kostenpflichtig — Zuschlag zur Grundgebühr, abhängig vom Aufwand der Behörde. Hessen: Zuständig ist das jeweilige Regierungspräsidium (Darmstadt, Gießen oder Kassel). Die konkreten Gebührensätze folgen der Hessischen Verwaltungskostenordnung (HVwKostO) und der Verwaltungskostenfestsetzung des RP. Hebel: Im vereinfachten Verfahren (§ 19 BImSchG) entfällt der UVP-Zuschlag vollständig — im Beschleunigungsgebiet entfällt zusätzlich der Vorprüfungszuschlag.
Ertragsmindernde Auflagen ▸	Abschaltzeiten (Fledermaus, Avifauna, Landwirtschaft)	Zumutbarkeitsschwelle (§ 45b Abs. 6), Antikollisionssysteme
Fledermaus-Abschaltungen (pauschal): Stillstand in der Aktivitätsperiode (April–Oktober) bei Windgeschwindigkeit < 6 m/s, Temperatur > 10 °C, in der Dämmerung/Nacht. Typische Ertragsverluste: 1–3 % des Jahresertrags. Fledermaus-Abschaltungen (ProBat-individuell): Nach Gondelmonitoring berechnet die Software ProBat einen standortspezifischen Algorithmus — zielgenauer, geringerer Ertragsverlust als pauschale Abschaltung. Avifauna — Rotmilan: Phänologische Abschaltung in der Aufzuchtphase (ca. 20.05.–30.06.), bedarfsgesteuert bei Mahd/Ernte im Umfeld. Antikollisionssysteme (AKS, z.B. IdentiFlight): Kosten ~300.000 € je System (KNE 2023), fließen in die 17.000-€/MW-Zumutbarkeitsrechnung ein. Zumutbarkeitsschwelle (§ 45b Abs. 6): Maßnahmen sind unzumutbar, wenn sie den Jahresenergieertrag über ~6–8 % mindern (je nach EEG-Gütefaktor und Anlagengröße). Unzumutbare Maßnahmen können auf Verlangen des Vorhabenträgers dennoch angeordnet werden — dann auf Kosten des Vorhabenträgers.
Eingriffskompensation / Ersatzzahlung ▸	§ 15 BNatSchG + hess. Kompensationsverordnung (Landschaftsbild)	realer Ausgleich vor Geldleistung
Systematik: Eingriff → Vermeidung → Ausgleich/Ersatz (Ökokonten, Ökopunkte) → Ersatzzahlung bei nicht ausgleichbaren Eingriffen. Windkraft-spezifisch — Landschaftsbild: WEA beeinträchtigen das Landschaftsbild weiträumig und dauerhaft. Dieser Eingriff ist real kaum ausgleichbar → regelmäßig Ersatzzahlung. In Hessen über das Punktesystem der Kompensationsverordnung berechnet (Biotoptypenschlüssel, Aufwertungsdifferenz). Lagebindung: Eingriff und Ausgleich müssen im selben Naturraum bzw. im selben/benachbarten Landkreis liegen. Ökoagentur HLG: Die Hessische Landgesellschaft vermittelt als anerkannte Ökoagentur zwischen Eingreifern und Ökokonto-Anbietern. Freistellungserklärung möglich. Seit 2006: > 40 Mio. Biotopwertpunkte gebucht. Gilt auch in Beschleunigungsgebieten — § 6b ändert an der Eingriffskompensationspflicht nichts. Repowering löst grundsätzlich erneut Ersatzzahlungspflicht aus.
Artenschutzabgabe ▸	nur bei erteilter Ausnahme (§ 45d)	Schutzmaßnahmen statt Ausnahme
Wann fällig? Nur bei erteilter artenschutzrechtlicher Ausnahme nach § 45 Abs. 7 BNatSchG — wenn ein Zugriffsverbot trotz aller Schutzmaßnahmen unvermeidbar verletzt wird und keine zumutbare Alternative besteht. Höhe: Gesetzlich nicht als Pauschalsatz geregelt — orientiert sich an den Kosten geeigneter Artenhilfsprogramm-Maßnahmen für die betroffene Artengruppe. Wichtig: Können Schutzmaßnahmen (AKS, Abschaltungen, Ablenkflächen) das Zugriffsverbot vermeiden, fällt keine Ausnahme und damit keine Artenschutzabgabe an. Präventiv investieren in Schutzmaßnahmen ist meist günstiger als die Ausnahme + Abgabe. Abgrenzung zur Ersatzzahlung (§ 15): Beide können nebeneinander anfallen. Ersatzzahlung → für Eingriff ins Landschaftsbild (lokal rückfließend). Artenschutzabgabe → für Beeinträchtigung der Art (Bundesebene, nAHP).

GutachtenUVP, saP, Schall, Avifauna, Fledermausgrößter Block

UVP-Bericht (200–400 S.), Avifauna-Kartierung (1–2 Brutsaisons), Fledermaus-Monitoring, saP, Schall-/Schattengutachten. In Beschleunigungsgebieten (§ 6b) entfallen UVP-Bericht und klassische saP-Unterlagen — Einsparung i.d.R. mehrere 100.000 € je Projekt.

BehördengebührenBImSchG-Grundgebühr + Zuschlägevariabel

Leistungsabhängige Grundgebühr (kW/MW) + UVP-Zuschlag bei förmlichem Verfahren. Im vereinfachten Verfahren (§ 19) und in Beschleunigungsgebieten entfallen UVP- und Vorprüfungszuschläge. Zuständig: RP Darmstadt / Gießen / Kassel.

Ertragsmindernde AuflagenAbschaltzeiten Fledermaus & Avifaunadauerhaft

Fledermaus pauschal: 1–3 % Ertragsverlust. ProBat-individuell: geringer. Rotmilan AKS (IdentiFlight): ~300.000 €/System. Zumutbarkeitsgrenze: ~6–8 % Jahresenergieertragsverlust (§ 45b Abs. 6).

Eingriffskompensation / Ersatzzahlung§§ 13–15 BNatSchG · Hess. KompVOimmer

Landschaftsbild kaum real ausgleichbar → regelmäßig Ersatzzahlung. Bemessung per Biotopwertpunkte-System. Lagebindung: selber Naturraum/Landkreis. Ökoagentur HLG als Vermittler. Gilt auch in Beschleunigungsgebieten.

Artenschutzabgabe (§ 45d)nur bei Ausnahmebedingt

Nur bei erteilter Ausnahme fällig. Höhe: orientiert an Artenhilfsprogramm-Kosten. Präventiv in Schutzmaßnahmen investieren (AKS, Abschaltungen) ist i.d.R. günstiger als Ausnahme + Abgabe.

Vier Konstellationen im Vergleich

Aufwand relativ skaliert (▮ = niedrig … ▮▮▮▮ = hoch). Klicken zum Aufklappen der Prüfschritte.

A 1–2 Anlagen, außerhalb Beschleunigungsgebiet +

Verfahren: vereinfacht nach § 19 BImSchG — keine Öffentlichkeitsbeteiligung, keine Auslegung, kein Erörterungstermin. Aufwand: ▮▮

Pflichtunterlagen (Antragsumfang)

Schallimmissionsprognose — Berechnung nach DIN ISO 9613-2; Nachweise zu Tages- und Nachtrichtwerten an allen schutzbedürftigen Nutzungen im Einwirkungsbereich
Schattenwurfprognose — Simulation der Verschattungsdauer an Wohngebäuden (Grenzwert: 30 h/Jahr, 30 min/Tag); Abschaltsystem-Konzept falls überschritten
Standsicherheitsnachweis — Typenprüfung oder Einzelnachweis für Fundament und Turm; Eiswurf-Risikoabschätzung
Spezielle artenschutzrechtliche Prüfung (saP) — vollständige Prüfung nach §§ 44, 45b BNatSchG: Brutvogelkartierung (mind. 1 Brutsaison), Horstsuche im Nahbereich und zentralen Prüfbereich, ggf. Raumnutzungsanalyse (RNA) bei nachgewiesenen Brutvorkommen; Fledermaus-Transektmonitoring mind. 1 Saison
Landschaftspflegerischer Begleitplan (LBP) — Eingriffs-Ausgleichs-Bilanzierung nach hess. Kompensationsverordnung; Biotoptypenkartierung vor Ort; Maßnahmenblätter für Ausgleich/Ersatz; ggf. Ersatzzahlung für Landschaftsbildbeeinträchtigung
FFH-Verträglichkeitsvorprüfung — obligatorisch, wenn ein Natura-2000-Gebiet in relevantem Wirkbereich liegt (i.d.R. bis 10 km für Vogelarten); bei Erheblichkeitsverdacht → vollständige FFH-VP nach § 34 BNatSchG
Betriebskonzept / Anlagenbeschreibung — Typenblatt, Nabenhöhe, Rotordurchmesser, Gesamthöhe, Nennleistung, Betriebszeiten
Lageplan / Kartendarstellungen — topografischer Lageplan 1:5.000, Übersichtskarte, Flächennutzungsplan-Auszug

Typische Bearbeitungszeiten

Voruntersuchungen / Kartierungen: 1–2 Jahre (Brutsaison-Kartierungen können nicht beschleunigt werden)
Antragsstellung bis Genehmigung: 1–2 Jahre (vereinfachtes Verfahren, abhängig von Behördenkapazität)
Gesamtdauer (ab erster Kartierung): typisch 2–4 Jahre

Kostengrößenordnungen (projektbezogen, ohne Anlagenkosten)

Gutachten gesamt (saP, Schall, Schatten, LBP, ggf. FFH-VP): ca. 80.000–180.000 € je nach Konfliktlage und Anlagenzahl
Behördengebühren (§ 19-Verfahren): ca. 20.000–60.000 € je nach installierter Leistung (Hess. VwKostO)
Eingriffskompensation / Ersatzzahlung: standortabhängig, Landschaftsbild-Ersatzzahlung oft dominierend — Größenordnungen im mittleren fünfstelligen bis unteren sechsstelligen Bereich pro Anlage
Relativer Aufwand pro MW: oft der höchste aller Konstellationen, da Fixkosten (Avifauna-Kartierung, LBP) nicht mit der Anlagenzahl skalieren

Kritischer Pfad Die Avifauna-Kartierung (Brutvögel, Fledermäuse) bestimmt den Zeitplan. Wer nicht rechtzeitig mit den Erfassungen beginnt, verliert eine ganze Brutsaison — das verlängert das Verfahren um 12 Monate.

B 6–19 Anlagen, außerhalb Beschleunigungsgebiet +

Verfahren: allgemeine UVP-Vorprüfung (Screening nach Anlage 3 UVPG) → bei positiver Vorprüfung förmliches Verfahren (§ 10 BImSchG). Aufwand: ▮▮▮

Pflichtunterlagen

Alle Unterlagen aus Konstellation A (Schall, Schatten, Standsicherheit, saP, LBP, FFH-Vorprüfung) — jetzt für alle 6–19 WEA kumulativ
Unterlagen zur allgemeinen UVP-Vorprüfung — überschlägige Darstellung des Vorhabens, Standortmerkmale, mögliche erhebliche Umweltauswirkungen nach den Kriterien der Anlage 3 UVPG; Behörde entscheidet binnen 3 Wochen (§ 7 Abs. 5 UVPG)
Bei UVP-Pflicht zusätzlich: UVP-Bericht — vollständige Ermittlung und Bewertung aller Auswirkungen auf alle Schutzgüter des § 2 UVPG inkl. Nullvariante, vernünftige Alternativen, kumulative Wirkungen mit benachbarten Projekten; Umfang typisch 150–350 Seiten
Avifauna-Gutachten (erweiterter Umfang) — bei 6–19 WEA regelmäßig Raumnutzungsanalyse (RNA) für alle kollisionsgefährdeten Arten im Prüfbereich; ggf. Habitatpotenzialanalyse (HPA) zur Widerlegung der Regelvermutung
Fledermaus-Gondelmonitoring — akustische Erfassung an der Gondel über mind. 1 Aktivitätssaison als Pflichtbaustein für den ProBat-Abschaltalgorithmus
Kumulationsprüfung — wenn weitere WEA-Projekte im Wirkbereich: kumulierte Schall- und Schattenwurfberechnung, kumulierte Beeinträchtigung von Avifauna und Fledermäusen

Förmliches Verfahren — Ablauf und Fristen

Bekanntmachung: Öffentliche Bekanntmachung des Vorhabens nach § 10 Abs. 3 BImSchG im Amtsblatt und ggf. überregionalen Tageszeitungen
Auslegung: Antragsunterlagen inkl. UVP-Bericht mind. 1 Monat öffentlich ausgelegt (bei Behörden und im Internet)
Einwendungsfrist: 2 Wochen nach Ende der Auslegung
Erörterungstermin: obligatorisch, wenn Einwendungen eingehen; öffentlich; Behörde moderiert, Antragsteller muss anwesend sein
Behördliche Bearbeitungszeit: nach Erörterungstermin i.d.R. 3–9 Monate bis Bescheid

Typische Gesamtdauer & Kosten

Kartierungen / Voruntersuchungen: 1–2 Jahre
Genehmigungsverfahren ohne Klage: 2–4 Jahre ab Antragstellung
Mit Klageverfahren: 5–8 Jahre Gesamtlaufzeit realistisch
Gutachtenkosten: 200.000–500.000 € (mit vollständigem UVP-Bericht und RNA)
Behördengebühren (förmliches Verfahren): Grundgebühr + UVP-Zuschlag; typisch 50.000–150.000 €

Kritischer Pfad Das Screening-Ergebnis ist die größte Verfahrensweiche. Bei Lage nahe Schutzgebieten oder Vorbelastung durch Avifauna-Konflikte kippt es regelmäßig zur UVP-Pflicht — dann verdoppeln sich Dauer und Gutachtenkosten in etwa.

C ≥ 20 Anlagen, außerhalb Beschleunigungsgebiet +

Verfahren: UVP-Pflicht zwingend (Nr. 1.6.1 UVPG), förmliches Verfahren nach § 10 BImSchG. Aufwand: ▮▮▮▮

Pflichtunterlagen (vollständiger Prüfvorrat)

UVP-Bericht (§ 16 UVPG) — vollständig für alle ≥ 20 WEA: Beschreibung des Vorhabens und seiner Varianten, Zustand der Umwelt (Schutzgüter nach § 2 UVPG), Prognose und Bewertung erheblicher Auswirkungen, Maßnahmen zur Vermeidung/Verminderung/Kompensation, Monitoring-Konzept, nichttechnische Zusammenfassung; Umfang typisch 250–500 Seiten Haupttext + umfangreiche Anhänge
Avifauna-Gutachten (maximaler Umfang) — Brutvogelkartierung über mind. 2 Brutsaisons, Raumnutzungsanalyse (RNA) für alle relevanten Arten im gesamten Prüfbereich (bis 6 km für Rotmilan), Horstsuche, Rast- und Zugvogelerfassung; ggf. zusätzlich akustische Fernerfassung (Mikrofon-Arrays)
Fledermaus-Gutachten (vollständig) — bodennahe Transekte, Horchboxen-Dauerbetrieb an allen WEA-Standorten, Gondelmonitoring ≥ 1 Saison, Auswerteprotokoll für ProBat-Algorithmus, Abschaltzeitenprognose je Anlage
Schall-/Schattengutachten (kumulativ) — Summenpegel aller ≥ 20 Anlagen plus vorhandener Bestandsanlagen; Schattenwurf für alle schutzwürdigen Gebäude im Einwirkungsbereich; Nachweis der Einhaltung oder Abschaltkonzept
FFH-Verträglichkeitsprüfung (§ 34 BNatSchG) — vollständig für alle betroffenen Natura-2000-Gebiete; bei erheblicher Beeinträchtigung: Ausnahmeprüfung (zwingende Gründe des überwiegenden öffentlichen Interesses, keine Alternativen, Kohärenzsicherungsmaßnahmen)
Spezielle artenschutzrechtliche Prüfung (saP, § 45b) — vollständig für alle kollisionsgefährdeten Brut- und Zugvogelarten sowie alle Fledermausarten; Maßnahmenkonzept mit Schutzmaßnahmen und Zumutbarkeitsberechnung je Anlage
Landschaftspflegerischer Begleitplan (LBP) — vollständige Eingriffs-Ausgleichs-Bilanzierung für alle ≥ 20 WEA kumulativ; Maßnahmenräume kartiert und gesichert (Pachtverträge, Grunddienstbarkeiten); Ersatzzahlung für Landschaftsbild festgesetzt
Hydrogeologisches Gutachten — bei Lage in wassersensiblen Bereichen; Nachweis der wasserrechtlichen Vereinbarkeit (§ 27 WHG)
Denkmalschutz- und Sichtachsenanalyse — Sichtbeziehungen von Kulturdenkmälern und historischen Ortsbildern; ggf. fotomontagebasierte Visualisierungen
Luftverkehr / Flugsicherung / Wetterradar / Militär — Stellungnahmen von DFS, Bundeswehr, DWD; ggf. technische Lösungen (Infrarotbefeuerung, Abschirmung)

Förmliches Verfahren — kritische Meilensteine

Vollständigkeitsprüfung durch RP: vor Bekanntmachung; unvollständige Unterlagen → Fristsetzung; wiederholt unvollständig → Rückgabe des Antrags
Behörden- und Öffentlichkeitsbeteiligung (§§ 9–11 UVPG): parallele Beteiligung von TÖB und Öffentlichkeit; Einwendungen werden in der UVP-Zusammenfassung ausgewertet
Erörterungstermin: kann bei ≥ 20 WEA mehrtägig sein; Klagerisiko beginnt hier — Einwendungen im Erörterungstermin sind Klagegrundlage
Behördliche Gesamtabwägung (§ 25 UVPG): UVP-Ergebnis fließt in die Genehmigungsentscheidung ein (kein Ablehnungsautomatismus, aber erhöhte Begründungspflicht)

Typische Gesamtdauer & Kosten

Kartierungen / Voruntersuchungen: 2–3 Jahre (bei komplexer Avifauna-Lage auch länger)
Genehmigungsverfahren ohne Klage: 3–5 Jahre ab Antragstellung
Mit Klageverfahren (VG + ggf. VGH): 6–10 Jahre Gesamtlaufzeit nicht unüblich
Gutachtenkosten: 400.000–1.200.000 € (je nach Konfliktlage, Schutzgebietsanteilen, Gutachtermarkt)
Behördengebühren: 100.000–300.000 € (Grundgebühr + UVP-Zuschlag, leistungsabhängig)
Eingriffskompensation: bei ≥ 20 WEA hoher absoluter Betrag, aber niedrigerer relativer Anteil pro MW als in Konstellation A

Kritischer Pfad Bei ≥ 20 WEA ist das Klagerisiko das größte wirtschaftliche Risiko — nicht die Gutachtenkosten. Eine einzige Klage von Naturschutzvereinen oder Anliegern kann das Projekt um 3–5 Jahre verzögern. Beschleunigungsgebiete (Konstellation D) reduzieren dieses Risiko erheblich, weil die angreifbaren UVP- und FFH-Unterlagen entfallen.

D Gleiche Anlagen, aber im Beschleunigungsgebiet (§ 6b) +

Verfahren: ohne UVP, ohne FFH-VP, ohne separate wasserrechtliche Prüfung. Stattdessen: behördliche „Überprüfung der Umweltauswirkungen" + Maßnahmenpaket des Antragstellers. Aufwand: ▮ bis ▮▮

Gilt nur für Anträge ab 15.08.2025 in einem qualifizierten Beschleunigungsgebiet (§ 6a oder eigene Ausweisung).

Was der Antragsteller einreicht — das Maßnahmenpaket

Anlagenbeschreibung und Standortdaten — identisch zu Konstellation A/B/C; kein Unterschied
Schall-/Schattengutachten — bleibt vollständig bestehen; keine Erleichterung durch § 6b
Standsicherheitsnachweis, Eiswurf, Luftverkehr etc. — bleiben bestehen; § 6b berührt diese technischen Prüfungen nicht
Maßnahmenpaket (separate Pflichtunterlage nach § 6b) statt UVP-Bericht, saP und FFH-VP:
— Kurzdarstellung des Standorts und seiner artenschutzrechtlich relevanten Merkmale (vorhandene Daten aus Planebenen-SUP nutzbar)
— Darlegung, dass die artenschutzrechtlichen Zugriffsverbote (§ 44 Abs. 1) nicht verletzt werden oder vermieden werden — orientiert am Gerüst des § 6 WindBG
— Schutzmaßnahmen-Beschreibung je Anlage (Abschaltalgorithmen, AKS, Ablenkflächen) mit Wirksamkeitsnachweis
— Darlegung der Vereinbarkeit mit den Bewirtschaftungszielen § 27 WHG (anstelle der separaten wasserrechtlichen Prüfung)
— Monitoring-Konzept (für die Überprüfungsphase nach Inbetriebnahme)
Landschaftspflegerischer Begleitplan (LBP) — bleibt vollständig bestehen; Eingriffsregelung ist nicht Bestandteil des § 6b-Wegfalls

Was entfällt gegenüber Konstellation C

✗ UVP-Bericht (250–500 Seiten): entfällt vollständig
✗ Klassische saP-Gutachten (vollständige Prüfung nach altem Muster): entfällt; ersetzt durch Maßnahmenpaket-Darlegung
✗ FFH-Verträglichkeitsprüfung auf Zulassungsebene: entfällt (wurde auf Planebene abgeschlossen)
✗ Separate wasserrechtliche Prüfungsunterlagen: entfällt; Bewirtschaftungsziele im Maßnahmenpaket integriert
✗ Förmliche Öffentlichkeitsbeteiligung (Auslegung, Erörterungstermin): entfällt, da keine UVP-Pflicht

Was bleibt — identisch zu Konstellation C

✓ Schall-/Schattengutachten vollständig
✓ Standsicherheit, Eiswurf, Luftverkehr, Flugsicherung, Wetterradar, Militär
✓ Landschaftspflegerischer Begleitplan + Eingriffskompensation / Ersatzzahlung (§§ 13–15)
✓ Avifauna-Grunderfassung (für Maßnahmenpaket-Darlegung weiterhin erforderlich)
✓ Artenschutzabgabe (§ 45d), wenn Ausnahme erteilt wird

Typische Gesamtdauer & Kosten

Kartierungen / Voruntersuchungen: 1–2 Jahre (Avifauna-Grunderfassung für Maßnahmenpaket bleibt nötig)
Genehmigungsverfahren: 1–2 Jahre ab Antragstellung (keine Öffentlichkeitsbeteiligung, keine Auslegungspflicht)
Klagerisiko: deutlich reduziert — angreifbare UVP- und FFH-Unterlagen entfallen; Klagen können sich nur noch gegen verbleibende Prüfbestandteile richten
Gutachtenersparnis gegenüber C: ca. 200.000–600.000 € je Projekt (entfallender UVP-Bericht, vereinfachte saP-Darlegung)
Gesamtgutachtenkosten: ca. 150.000–400.000 € (Schall, Schatten, Avifauna-Basis, LBP, Maßnahmenpaket)
Behördengebühren: reduziert durch Wegfall des UVP-Zuschlags; typisch 40.000–120.000 €

Der entscheidende Vorteil Dieselbe Anlagenzahl wie in Konstellation C — aber ohne Öffentlichkeitsbeteiligung, ohne UVP-Bericht als Klageangriffsfläche, ohne FFH-VP auf Zulassungsebene. Der Zeitvorteil gegenüber C beträgt in der Praxis schätzungsweise 2–4 Jahre; das Klagerisiko sinkt strukturell, weil die angreifbarsten Unterlagen entfallen.

Zur Einordnung der Beträge: Konkrete Euro-Beträge schwanken stark mit Anlagenzahl, Höhe, Standort und Schutzgut. Für die Landschaftsbild-Ersatzzahlung arbeitet Hessen mit dem Punktesystem der Kompensationsverordnung (WP × durchschnittliche Aufwendungen für Ersatzmaßnahmen); historische Bundes-Entwürfe nannten Größenordnungen von einigen hundert Euro je Meter Anlagenhöhe. Belastbare Zahlen liefert nur die konkrete Festsetzung im Bescheid.

Kompensation · Flächen

ÖkoflächenKompensation, Konflikte & Lösungswege

Die Eingriffskompensation (§§ 13–15) braucht reale Flächen. In Hessen läuft das über ein Punktesystem, Ökokonten und die Ökoagentur — und kollidiert regelmäßig mit konkurrierenden Flächennutzungen. Hier entscheidet sich, ob ein Maßnahmenraum überhaupt verfügbar ist.

Das hessische Instrumentarium

Ökopunkte / Biotopwertpunkte: jedem Biotoptyp ist ein Punktwert zugeordnet (Biotoptypenschlüssel der Hessischen Kompensationsverordnung). Die Aufwertungsdifferenz „vorher → nachher" ergibt die Gutschrift.
Ökokonto: Maßnahmen werden vorlaufend umgesetzt und als Guthaben bei der Naturschutzbehörde eines Landkreises/einer kreisfreien Stadt verbucht — die Punkte sind handelbar.
Ökoagentur (HLG): die Hessische Landgesellschaft ist seit 2006 nach § 5 der Hess. Kompensationsverordnung als Ökoagentur anerkannt — staatliche Treuhandstelle, vermittelt zwischen Eingreifern und Ökokonto-Anbietern und kann eine Freistellungserklärung für das Genehmigungsvorhaben ausstellen. Seit 2006 wurden > 40 Mio. Biotopwertpunkte gebucht; Kund:innen sind u. a. Windparkbetreiber, Kommunen und Landwirte.
Lagebindung: Eingriff und Ausgleich müssen im selben Naturraum bzw. im selben/benachbarten Landkreis liegen.

Typische Konflikte

Konflikt	Worum es geht
Flächenkonkurrenz mit der Landwirtschaft	Kompensation entzieht produktive Flächen → Pacht-, Eigentums- und Akzeptanzfragen.
Verfügbarkeit & Zugriff	geeignete, dauerhaft sicherbare Flächen sind knapp; mit dem EE-Ausbau (Wind, Netze) steigt die Nachfrage stark.
Dauerhaftigkeit / Funktionssicherung	Maßnahmen müssen auf Dauer erhalten, gepflegt und kontrolliert werden (Funktionssicherungspflicht der KV).
Stapelungsverbot	dieselbe Fläche darf nicht doppelt zählen: § 15-Kompensation ≠ artenschutzrechtliche FCS/CEF ≠ FFH-Kohärenz.
Lagebindung vs. Wirksamkeit	der ökologisch beste Ort ist nicht immer der nächstgelegene — der Naturraum-Bezug begrenzt die Auswahl.

Lösungswege

Ökokonto & Bevorratung (§ 16, § 56a BNatSchG): Maßnahmen zeitlich vorziehen und vom Einzelvorhaben entkoppeln — reduziert Zeit- und Verfügbarkeitsrisiko.
Flächenpools / Maßnahmenräume: Bündelung in großen, zusammenhängenden Räumen → Skaleneffekte, höhere ökologische Wirkung, einfacheres Monitoring.
Produktionsintegrierte Kompensation (PIK): Naturschutz auf weiter bewirtschafteter Fläche (z. B. extensive Bewirtschaftung, Blühstreifen) — entschärft die Flächenkonkurrenz und schafft Einvernehmen mit der Landwirtschaft.
Ökoagentur als Treuhänder/Vermittler: Freistellung, Flächenakquise und Ökopunktehandel über die HLG.
Kommunale Ökokonten: Kommunen legen eigene Ökokonten an → planerische Steuerung und Einnahmen aus dem Punkteverkauf.

Brücke zur Ersatzzahlung Für Windräder ist gerade das Schutzgut Landschaftsbild kaum real ausgleichbar — hier endet die Eingriffsregelung regelmäßig in der Ersatzzahlung (Geldleistung statt Fläche). Wohin dieses Geld fließt, zeigt der nächste Abschnitt.

Hessen · Geldflüsse

Wohin Gelderzurückfließen — Ersatzzahlung & Artenschutz

Es gibt in Hessen zwei getrennte Geldkanäle aus der Windenergie — die Eingriffs-Ersatzzahlung (§ 15) und die artenschutzrechtliche Abgabe (§ 45d). Beide sind zweckgebunden und dürfen nicht mit anderen Einnahmen vermischt werden.

Kanal 1 — Ersatzzahlung aus der Eingriffsregelung (§ 15 BNatSchG)

1

Auslöser

Nicht ausgleichbarer Eingriff

Bleibt die Kompensation aus oder ist sie unvollständig, schuldet der Verursacher eine Ersatzzahlung (§ 15 Abs. 6). Bei Windrädern betrifft das vor allem das Landschaftsbild.

2

Festsetzung & Vereinnahmung

Naturschutzbehörde im Bescheid

Je nach Verfahrenszuständigkeit setzt die Untere Naturschutzbehörde (Kreisausschuss des Landkreises bzw. Magistrat z. B. Fulda/Kassel) oder die Obere Naturschutzbehörde (Regierungspräsidium) die Zahlung fest und vereinnahmt sie. Bemessung in Hessen über die Kompensationsverordnung (Punkte/WP-System).

3

Verwendung

Zweckgebunden, möglichst im betroffenen Naturraum

Aus dem Aufkommen werden wieder Naturschutz- und Landschaftspflegemaßnahmen finanziert. Für Landschaftsbild-Ersatzzahlungen aus Windkraft wurde ein eigenes Verwendungsverfahren entwickelt: Die Gelder sollen in den betroffenen Gemeinden eingesetzt werden.

4

Entscheidung über Zuschüsse

Obere bzw. Untere Naturschutzbehörde

Über die Vergabe eines finanziellen Zuschusses entscheidet die ONB (Regierungspräsidium, z. B. RP Kassel) bzw. die zuständige UNB (Kreis / kreisfreie Stadt).

Kanal 2 — Artenschutzabgabe (§ 45d BNatSchG)

Wird eine artenschutzrechtliche Ausnahme erteilt (oder fehlen Daten / geeignete Maßnahmen), leistet der Betreiber eine Zahlung in das Nationale Artenhilfsprogramm (nAHP). Anders als die Ersatzzahlung folgt sie nicht dem „betroffenen Naturraum", sondern der betroffenen Population — und nimmt einen ganz anderen Weg:

1

Vereinnahmung

Zweckgebundene Sonderabgabe → Bundeshaushalt

Die Zahlung wird als zweckgebundene Sonderabgabe im Bundeshaushalt durch das Bundesumweltministerium (BMUKN) vereinnahmt — sie fließt also nicht automatisch nach Hessen zurück.

2

Programm

Nationales Artenhilfsprogramm (BfN)

Das nAHP wird vom Bundesamt für Naturschutz umgesetzt; es flankiert die Artenhilfsprogramme der Länder und finanziert sich aus Haushaltsmitteln (~14 Mio. €/Jahr) plus den Sonderabgaben. Geförderte Arten u. a. Rotmilan, Wiesenlimikolen, Fledermäuse.

3

Rückfluss

Nur über Projektförderung — auf Antrag

Geld kommt nach Hessen nur, wenn hessische Akteure ein Projekt beantragen (Förderrichtlinie v. 19.02.2026, zweistufiges Verfahren beim BfN: Projektskizze → Antrag). Wichtig: In Windenergiegebieten ist die Förderung ausgeschlossen, soweit Konflikte mit der Windnutzung drohen — die Mittel fließen in Maßnahmenräume außerhalb der Windflächen.

+ Wie können Kommunen hier aktiv werden? +

Selbst Anträge stellen: kommunale Gebietskörperschaften (Landkreise, Gemeinden, Städte, Gemeindeverbände) sind antragsberechtigt — allein oder als Verbundprojekt mit Naturschutzverbänden, Stiftungen oder Landwirten.
Flächen einbringen: kommunale Flächen als Maßnahmenraum für Rotmilan, Wiesenlimikolen oder Fledermäuse bereitstellen (Habitataufwertung, Vernetzung).
Mit Land & HLG kooperieren: an das hessische Landes-AHP andocken, Vertragsnaturschutz mit Landwirten organisieren, die Ökoagentur (HLG) als Umsetzungs-/Treuhandpartner nutzen.
Eigene Ökokonten führen: parallel über Kanal 1 (§ 15) Ökopunkte generieren und vermarkten — doppelter kommunaler Hebel: Steuerung und Einnahmen.
Daten liefern: aus geförderten Projekten erhobene Monitoring-Daten sind an das BfN weiterzugeben — Kommunen werden so Teil der Wirkungskontrolle.

Wer macht was in Hessen — kompakt

Aufgabe	Stelle
BImSchG-Genehmigung der WEA	Regierungspräsidium (Darmstadt / Gießen / Kassel) als Immissionsschutzbehörde
Obere Naturschutzbehörde (ONB)	Regierungspräsidium
Untere Naturschutzbehörde (UNB)	Kreisausschuss des Landkreises bzw. Magistrat der kreisfreien Städte
Festsetzung & Vereinnahmung Ersatzzahlung	UNB bzw. ONB (je nach Verfahrenszuständigkeit), im Zulassungsbescheid
Rückfluss Landschaftsbild-Ersatzzahlung	in die betroffenen Gemeinden (eigenes Verwendungsverfahren)
Vereinnahmung Artenschutzabgabe (§ 45d)	Bundeshaushalt / Bundesumweltministerium (BMUKN)
Umsetzung Nationales Artenhilfsprogramm	Bundesamt für Naturschutz (BfN); flankiert das hessische Landes-AHP
Rückfluss nAHP-Mittel nach Hessen	nur per Projektförderung an antragsberechtigte Stellen (u. a. Kommunen)
Flächenausweisung / Regionalplanung	Regionalversammlungen & Regionalverband FrankfurtRheinMain

Kernunterscheidung für die Debatte Drei Geldwege, die man auseinanderhalten muss: (1) § 15-Ersatzzahlung — Geld für Natur & Landschaft im betroffenen Raum, bei WEA v. a. Landschaftsbild, fließt zweckgebunden zurück in die Gemeinden. (2) § 45d-Artenschutzabgabe — Geld für die betroffenen Arten, wird aber im Bundeshaushalt vereinnahmt und kommt nur per Projektantrag (nAHP) zurück. (3) nAHP-Haushaltsmittel des Bundes flankieren zusätzlich die Länder-Programme. § 15 bleibt lokal, § 45d wird zentralisiert — das ist der entscheidende Unterschied.

Anhang

Rechtsgrundlagen& Quellen

Zentrale Normen

WindBG §§ 3, 5 (Flächenziele/Feststellung), § 6 (mod. Artenschutzprüfung), § 6a (Beschleunigungsgebiete kraft Gesetzes), § 6b (Erleichterungen im Zulassungsverfahren)
BNatSchG §§ 13–15 (Eingriffsregelung, Ersatzzahlung), § 34 (FFH-VP), § 44 (Zugriffsverbote), § 45b (saP Windenergie), § 45d (Artenschutzabgabe/Artenhilfsprogramme)
UVPG § 2 (Schutzgüter), § 7 (Vorprüfung), Anlage 1 Nr. 1.6 (WEA-Schwellen), Anlage 3 (Vorprüfungskriterien); ROG § 8 / BauGB § 2 Abs. 4 (SUP)
BImSchG §§ 10, 13, 19; 4. BImSchV Anhang 1 Nr. 1.6; RED III (RL (EU) 2023/2413) Art. 15c; RED-III-Umsetzungsgesetz v. 14.08.2025
Hessen: Hessische Kompensationsverordnung (GVBl. 2018 S. 652); Hessisches Energiegesetz

Verwendete Online-Quellen

gesetze-im-internet.de — § 6a/§ 6b WindBG, § 45b/§ 15 BNatSchG, Anlage 1 UVPG, WindBG-Anlage
Kapellmann; Stiftung Umweltenergierecht; SGD Süd (Windenergieinfo 07, Stand 02/2026) — § 6b & Beschleunigungsgebiete
KNE „Vorschriften zur Windenergie im BNatSchG 2022" — § 45b/§ 45d, Zumutbarkeit, Artenhilfsprogramme
RP Kassel — Ersatzzahlungen / Verwendungsverfahren Windkraft; Hessische Kompensationsverordnung (HLG)
Hessische Landgesellschaft (HLG) — Ökoagentur, Ökokonto, Biotopwertpunkte; BMUKN/BfN — Nationales Artenhilfsprogramm, Förderrichtlinie v. 19.02.2026, Antragsberechtigte
KNE — Antikollisionssysteme & Zumutbarkeit; BfN — Fledermausschutz/ProBat; KNE — phänologische Abschaltzeiträume (Rotmilan)
Hess. VGH, Urteile v. 09.02.2026 (Pressemitteilung Verwaltungsgerichtsbarkeit Hessen) — Flächenbeitragspflicht
Fachagentur Wind und Solar — Flächenbeitragswerte; prometheus-recht / GFN — UVP-Schwellen WEA

Phase 2 · Planung & Umsetzung

Freiflächen-PV — Prüf- & Genehmigungspfad

Privilegiert oder nicht? Bauleitplanung nötig oder nicht? Diese Seite führt in zwei Schritten durch die Genehmigungslogik: eine Schnellprüfung für die erste Einordnung und einen Entscheidungsbaum mit allen Prüfstufen — analog zum Windenergie-Prüfregime, zugeschnitten auf Freiflächen- und Agri-PV.

Schnellprüfung · 3 Fragen

1. Wo liegt die Fläche?

Die Lage entscheidet, ob die Anlage privilegiert ist oder ob die Kommune über die Bauleitplanung steuert.

1Der Entscheidungsbaum im Überblick

Jedes Freiflächen-PV-Projekt durchläuft dieselbe Grundlogik. Den Einstieg bildet die Frage nach der Lage und der Anlagenart; daraus ergibt sich der Genehmigungsweg. Die Farben kennzeichnen, wer entscheidet und wie weit die Steuerungsmöglichkeit der Kommune reicht.

privilegiert / Projekt umsetzbar Prüffrage kommunale Bauleitplanung nicht umsetzbar / Stopp

Einstieg

Freiflächen-PV-Projekt — welche Art, welche Lage?

Zwei Weichen entscheiden über den gesamten Pfad: die Lage (200-m-Korridor an Autobahn/zweigleisiger Bahn?) und die Anlagenart (klassische FF-PV oder privilegierte Agri-PV ≤ 2,5 ha?).

▼

Privilegierter Fall

A · 200-m-Korridor (§ 35 Abs. 1 Nr. 8)

Längs Autobahn / zweigleisigem Schienenweg, ≤ 200 m. Kein Bebauungsplan nötig, sofern die Kommune die Fläche nicht vorab überplant hat.

B · Privilegierte Agri-PV (§ 35 Abs. 1 Nr. 9)

Räumlich-funktionaler Bezug zum Betrieb, ≤ 2,5 ha, eine Anlage je Hofstelle. Direkter Bauantrag möglich — aber keine EEG-Vergütung.

▼

Kommune wird angehört

Bei Umweltprüfung / naturschutzfachlicher Eingriffsgenehmigung. Baugenehmigung i. d. R. weiterhin bei der unteren Bauaufsichtsbehörde.

▼

✓ Projekt umsetzbar ohne kommunale Bauleitplanung

Nicht privilegiert

C · Außenbereich ohne Privilegierung

Der Regelfall. Zulässig nur mit rechtskräftigem Bebauungsplan → kommunale Bauleitplanung erforderlich.

▼

Aufstellungsbeschluss?

Die Kommune entscheidet nach eigenem Ermessen (kein Anspruch, § 1 Abs. 3 BauGB).

▼

Vereinbar mit Zielen der Raumordnung?

Prüfung mit dem Regierungspräsidium / Regionalplanung. Konflikt mit Vorranggebieten (z. B. Landwirtschaft Nordosthessen)?

▼

Wenn Konflikt: Zielabweichung zulässig?

Antrag beim RP; Entscheidung der Regionalversammlung. Zulässig, wenn raumordnerisch vertretbar und Grundzüge der Planung nicht berührt (§ 6 Abs. 2 ROG).

▼

Kommunale Bauleitplanung (inkl. Umweltprüfung)

FNP-Änderung + vorhabenbezogener B-Plan, Öffentlichkeitsbeteiligung, ggf. städtebaulicher Vertrag (§ 11 BauGB).

▼

✓ Projekt umsetzbar mit kommunaler Bauleitplanung

✗ Projekt nicht umsetzbar

Wenn kein Aufstellungsbeschluss gefasst wird oder eine erforderliche Zielabweichung nicht zulässig ist, kann das Vorhaben (zunächst) nicht realisiert werden.

Merksatz

Die Planungshoheit liegt für alle nicht privilegierten Flächen bei der Kommune. Sie hat dann in der Regel ein Bauleitplanverfahren durchzuführen, sofern für die Fläche noch kein Bebauungsplan existiert. Im 200-m-Korridor und bei privilegierter Agri-PV ist die Lenkungswirkung dagegen reduziert — wer steuern will, sollte diese Flächen frühzeitig im Blick haben.

2Prüfkriterien der Potenzialflächenanalyse

Bevor der Genehmigungspfad greift, klärt die Potenzialflächenanalyse, welche Flächen überhaupt in Frage kommen. Vier Kriteriengruppen — die Schnittmenge entscheidet über die Eignung.

🌞 Natürliche Eignung

Sonneneinstrahlung / Globalstrahlung
Neigung bis ~30°, Hanglage möglichst Süd; in der Ebene auch Ost-West
Schattenfreiheit (keine Gebäude/Bäume)
Flächenzuschnitt & Zusammenhang

⚖️ Rechtliche Zulässigkeit

Raum-/Regionalplanung: Vorrang-/Vorbehaltsgebiete
ggf. Zielabweichungsverfahren (§ 6 Abs. 2 ROG)
Naturschutz: Schutzgebiete, gesetzl. Biotope (§ 30 BNatSchG)
Natura-2000 → FFH-Verträglichkeitsprüfung

💶 Förderrechtliche Kulisse (EEG)

1–20 MW, Teilnahme an BNetzA-Ausschreibung (§ 37 EEG)
Gewerbe-/Industriegebiete, Konversionsflächen
500-m-Randstreifen an Autobahn/Bahn
„benachteiligte landwirtschaftliche Gebiete“ (hess. FSAV)
oder ungefördert: Eigenverbrauch / PPA

🔌 Technische Anbindung

Nähe zum Netzanschlusspunkt (Kostenhebel)
Aufnahmefähigkeit Mittelspannungsnetz (20 kV)
gemeinsame Trafostation / gebündelter Anschluss
frühe Vorprüfung mit der Netzbetriebsgesellschaft

Einzelfallprüfung bleibt

Schnellprüfung und Entscheidungsbaum geben eine erste Orientierung — sie ersetzen keine rechtliche Einzelfallprüfung. Die raumordnerische Zulässigkeit sollte stets vorab mit dem zuständigen Regierungspräsidium geklärt werden, und die naturschutzfachliche Bewertung erfolgt im Bauleitplan- bzw. Genehmigungsverfahren.

Weiter im Kompass

☀️

Freiflächen-PV kommunal steuern →

Potenzialanalyse, Kriterienkatalog, Standortkonzept, Pooling, Rollen und Praxisbeispiele.

🗺️

Kommunales Flächenpooling →

Mustervereinbarung und Beschlussvorlagen — gilt für Wind und PV.

🔌

Stromnetze, Speicher & Direktleitung →

Wohin mit dem Strom? Netzanschluss, Co-Location und lokale Nutzung.

Einstieg · Strategische Orientierung

Strategische Hinweise für Bürgermeisterinnen und Bürgermeister

Transformation als Chance gestalten — und bei Konflikten ehrlich bleiben. Diese überparteiliche Orientierungshilfe zieht aus dem Kompass die strategische Linie heraus, die eine Amtsträgerin, ein Amtsträger braucht, um die eigene Kommune sicher durch die Energiewende zu führen. Verwendbar im Gemeinderat, in der Bürgerversammlung, im Gespräch mit Nachbarkommunen.

Die Leitfrage

Der Kompass fasst sein Ziel in einem Satz: Die Kommune wird vom Reagierenden zum Gestalter — sie steuert die Flächen, koppelt Strom und Wärme zu einem integrierten Konzept und schöpft den selbst geschaffenen Planungswert ab. Diese Hinweise übersetzen das in die Frage, die jeder Amtsträger zuerst beantworten muss: Wo wollen wir hin — und wie kommen wir dorthin, ohne das Vertrauen vor Ort zu verlieren?

Teil 1: Das Zielbild — raus aus der Salamitaktik

Heute läuft es vielerorts so: Wind hier, Solar da, die Wärmeplanung in der Schublade, jeder Projektierer verhandelt einzeln. Diese Salamitaktik führt dazu, dass die Wertschöpfung abfließt und die Kommune am Ende nur ein Trinkgeld für ihre Zustimmung erhält. Wer so vorgeht, fragt: „Wie viel bekommen wir, damit wir zustimmen?" Das ist die falsche Frage. Die richtige Frage lautet: Wem gehört die Energiewende vor Ort — und wie viel Wertschöpfung, Eigentum und günstige Energie bleiben hier? Eine kleine gesetzliche Akzeptanzzahlung (§ 6 EEG) ist als gesicherter Mindeststandard mitzunehmen, aber sie ist der Einstieg, nicht das Ziel.

Die Leitidee des Kompass

Aus Energie-als-Belastung lokale Wertschöpfung machen. Das ist kein abstraktes Klimaziel, sondern handfeste kommunale Vernunft — und genau das schafft die politische Akzeptanz, die lange Projekte über Wahlperioden hinweg trägt. Drei Dinge bedingen sich gegenseitig: Die Wertschöpfung bleibt in der Region, die Kosten für Bürger und Betriebe sinken, und daraus erwächst der Rückhalt, ohne den kein Projekt durchhält.

Die drei Hebel, die der Kompass ausbuchstabiert

1

Die Fläche ist das Gold

Der entscheidende Verhandlungshebel der Kommune ist nicht das Geld, sondern die Fläche. Ein Projektierer hat keinen Anspruch auf ein Ja — die Kommune entscheidet über das Ob und das Wie. Wer kommunale, angepachtete private und interkommunale Flächen bündelt, schafft Verhandlungsmacht. Besonders wichtig in Hessen: Rund 40 % der Windvorrangflächen liegen im Landesforst, und HessenForst bietet Kommunen aktuell die Chance, Konzeptanforderungen einzubringen, bevor Flächen ausgeschrieben werden — aber nur, wer vorbereitet ist, kann sie nutzen.

2

Konzept statt Höchstpacht

Die zentrale Vergabe-Regel lautet nicht „Wer zahlt die höchste Pacht?", sondern „Wer liefert das beste Gesamtkonzept für unsere Gemeinde?". Ein gutes Konzept verbindet Strom und Wärme, sichert günstige Energie für lokale Betriebe und denkt Speicher von Anfang an mit. Über den städtebaulichen Vertrag (§ 11 BauGB) und die Bauleitplanung hält die Kommune die Instrumente, diese Bedingungen verbindlich festzuschreiben.

3

Strom und Wärme zusammen

Erst die Kopplung macht viele Projekte wirtschaftlich. Lokal erzeugter Strom, der über kurze Direktleitungen netzentgeltbefreit in ein Wärmenetz fließt, hält Energie und Geld vor Ort. Das ist der Kern der Sektorenkopplung — physisch über die Direktleitung, finanziell über einen Energiefonds.

Das Rollenmodell: bewusst wählen, wie weit man geht

Es gibt nicht eine richtige Lösung, sondern eine Leiter von Rollen mit wachsendem Einfluss. Jede kann richtig sein — entscheidend ist, dass sie bewusst gewählt wird und die nächste Stufe nicht verbaut.

Rolle	Was sie bedeutet
1 · Zustimmende	Bauleitplanung auf Antrag. Minimaler Einfluss, die Kommune reagiert nur auf fremde Konzepte.
2 · Flächeneigentümerin	Verpachtung kommunaler Flächen. Pacht als Einnahme, aber kein strategischer Einfluss.
3 · Koordinatorin	Moderation eines Flächenpools. Gestaltung ohne Kapitaleinsatz, politisch wirksam — für viele Kommunen der richtige Einstieg.
4 · Mitgesellschafterin	Beteiligung an der Projektgesellschaft. Mitsprache über Ziele und Ausschüttungen — hier beginnt echtes Eigentum.
5 · Betreiberin	Eigene Projektentwicklung. Maximale Kontrolle, maximaler Aufwand.

Der hessische Rechtsrahmen trägt das ausdrücklich: § 121 HGO regelt die wirtschaftliche Betätigung der Gemeinden, § 121 Abs. 1a HGO enthält Erleichterungen speziell für Energieprojekte. Dass auch kleine Gemeinden weit gehen können, zeigen die Beispiele aus dem Kompass: Breuna (3.372 Einwohner) hat eigene Gemeindewerke gegründet und versorgt in einem Ortsteil bereits über 225 Haushalte zu 100 % erneuerbar; Homberg (Ohm) hat mit der Energiegenossenschaft Vogelsberg eine gemeinsame Gesellschaft gegründet; Marburg sichert über Direktleitungen vom Windpark zum Pharmastandort Arbeitsplätze. Es gibt keinen vorgeschriebenen Weg — aber für jede Kommune einen richtigen.

Teil 2: Ehrlich bleiben bei Konflikten

Konflikte gehören zur Energiewende. Sie zu leugnen oder kleinzureden ist der sicherste Weg, Vertrauen zu verlieren — Bürgerinnen und Bürger spüren, wenn ihnen etwas verkauft wird. Die wirksamste Strategie ist deshalb keine Beschönigung, sondern Ehrlichkeit: die Vorteile und die Belastungen benennen und beides in ein faires Verhältnis setzen.

Sechs Grundsätze für den Umgang mit Konflikten

Lasten offen benennen. Ein Windrad verändert das Landschaftsbild, eine Baustelle ist eine Zumutung. Wer das offen ausspricht, bevor es andere tun, behält die Glaubwürdigkeit.
Sorgen ernst nehmen, nicht moralisch bewerten. Die meisten Menschen sind nicht gegen die Energiewende — sie haben konkrete Fragen zu Kosten, Lärm, Landschaft, Verfahren.
Den Nutzen konkret und lokal machen. Günstige Wärme zum Festpreis, gesicherte Arbeitsplätze, Einnahmen für Schwimmbad oder Kita. Je örtlicher und nachprüfbarer, desto tragfähiger.
Keine ungedeckten Versprechen. Besser zurückhaltend ankündigen und liefern als groß versprechen und enttäuschen. Was zugesagt wird, muss vertraglich oder haushalterisch gedeckt sein.
Das Verfahren transparent halten. Wie wird die Fläche ausgewählt, wer entscheidet was, wohin fließen die Erträge? Tipp aus dem Kompass: die Kommunalaufsicht früh einbinden — zur Beratung und rechtlichen Absicherung, gerade bei der Mehrwertabschöpfung (Kopplungsverbot beachten).
Beteiligung muss echt sein. Wo Bürger wirklich mitentscheiden und mitverdienen können — über Genossenschaften, Crowdinvesting, Mitsprache bei der Mittelverwendung —, werden aus Betroffenen Beteiligte.

Der ehrliche Umgang mit der Verteilungsfrage

Von der Energiewende profitieren zunächst nicht alle gleich. Wer eine Fläche besitzt, gewinnt anders als ein Mieter; eine Standortgemeinde anders als eine Nachbargemeinde. Diese Schieflage zu verschweigen wäre der Fehler — sie offen anzusprechen und aktiv auszugleichen ist die Aufgabe: interkommunale Kooperation, die Lasten und Erträge teilt, und Beteiligungsmodelle, die auch Mieter und Nicht-Eigentümer einbeziehen. Der Maßstab in einem Satz: Wer einen Beitrag leistet, soll auch teilhaben — und wer Lasten trägt, soll einen Ausgleich sehen.

Teil 3: Acht Sätze für die Praxis

Konkret, ehrlich, überparteilich — für Gemeinderat, Bürgerversammlung und Gespräch:

Wir gestalten die Energiewende, statt nur auf fremde Konzepte zu reagieren.
Unsere Fläche ist unser stärkstes Pfund — wir geben sie nicht für das höchste Gebot, sondern für das beste Konzept.
Die Wertschöpfung — Einnahmen, Eigentum, günstige Energie — soll bei uns vor Ort bleiben.
Eine gesetzliche Akzeptanzzahlung ist der Einstieg, nicht das Ziel.
Wo es passt, wird unsere Gemeinde Mitgesellschafterin, nicht nur Flächenverpächterin.
Ich verschweige Ihnen die Belastungen nicht — und ich nenne Ihnen den konkreten Nutzen.
Ihre Sorgen sind berechtigt, und wir nehmen sie ernst.
Beteiligung heißt mitentscheiden und mitverdienen, nicht nur angehört werden.

Teil 4: Die häufigsten Einwände — und ehrliche Antworten

Einwand	Ehrliche Antwort
„Das verschandelt unsere Landschaft."	Das Landschaftsbild verändert sich, das ist wahr und lässt sich nicht wegreden. Die ehrliche Antwort wägt ab: Was die Gemeinde im Gegenzug gewinnt — dauerhafte Einnahmen, günstige Wärme, gesicherte Arbeitsplätze — und welche Mitsprache es bei Standort und Gestaltung gibt.
„Davon haben nur die Betreiber etwas."	Berechtigt, wenn die Kommune sich mit einem Trinkgeld abspeisen lässt — widerlegbar, wenn sie ihre Fläche als Hebel nutzt: „Genau deshalb begnügen wir uns nicht mit der höchsten Pacht, sondern fordern das beste Gesamtkonzept — bis hin zur Beteiligung."
„Uns fragt ja sowieso keiner."	Hier entscheidet das Verfahren. Wo Beteiligung echt ist — Mitsprache bei der Mittelverwendung, transparente Flächenwahl, Crowdinvesting —, trägt der Einwand nicht. Die Aufgabe ist, ihn durch echte Beteiligung gegenstandslos zu machen.
„Das treibt unsere Strompreise hoch."	Eine differenzierte Frage. Lokale Erzeugung mit Direktleitung kann vor Ort sogar günstigere, planbare Preise ermöglichen (Marburg). Pauschale Zusagen sind fehl am Platz; die ehrliche Auskunft, wo die Gemeinde Einfluss hat und wo nicht, schafft mehr Vertrauen als ein Versprechen.

Die Haltung, die trägt

Die Energiewende gelingt vor Ort nicht durch bessere Überredung, sondern durch bessere Gestaltung — und durch Ehrlichkeit, wo es schwierig wird. Gestalten statt verwalten. Die Fläche als Hebel nutzen. Auf Konzept und Beteiligung zielen, nicht aufs Trinkgeld. Ehrlich sein, wo es schwierig wird.

PDF

Strategische Hinweise als Begleitdokument

Überparteiliche Orientierungshilfe zum Weitergeben — für Gemeinderat, Bürgerversammlung und Gespräch mit Nachbarkommunen.

⬇ PDF folgt

Platzhalter — zum Aktivieren später die Datei kompass_strategische_hinweise.pdf hinterlegen und den Link freischalten.

Personal & Kooperationen

Gestaltung braucht Menschen, die sie tragen. Wer die Energiewende strategisch angeht, klärt früh, wer sich kümmert — und warum Kooperation der Ausweg aus der Personalknappheit ist: geförderte Stellen (Klimaschutz- und Sanierungsmanagement) sowie interkommunale, genossenschaftliche oder Stadtwerks-Lösungen. Mehr im Baustein Personal & Kooperationen.

Begleitung durch die LEA Hessen

Diese Hinweise sind als überparteiliche Orientierungshilfe Teil des Energiewende-Kompass. Beschluss- und Vertragsvorlagen sowie persönliche, kostenfreie Begleitung erhalten Kommunen direkt bei der LEA Hessen. Für die rechtsverbindliche Ausgestaltung von Verträgen und steuerliche Fragen ist im Einzelfall fachlicher Rat einzuholen. buergerforum@lea-hessen.de

Einstieg · Strategie

Personal & Kooperationen: Wer kümmert sich? Stand: Juni 2026

Die beiden meistgenannten Hemmnisse im kommunalen Klimaschutz sind nicht Technik oder Recht, sondern fehlendes Personal und fehlendes Budget. Wer die Energiewende gestalten will, braucht jemanden, der sich kümmert. Diese Seite zeigt die zwei zentralen geförderten Stellen — und warum Kooperation der realistische Ausweg aus der Personalknappheit ist.

Zwei geförderte Schlüsselstellen

Der Bund finanziert genau das Personal, das die Umsetzung trägt — mit hohen Förderquoten und über mehrere Jahre. Zwei Stellen sind zentral.

	Klimaschutzmanager:in	Sanierungsmanager:in
Programm	Kommunalrichtlinie (NKI) des Bundes	KfW 432 „Energetische Stadtsanierung"
Aufgabe	Klimaschutzkonzept umsetzen, Fachbereiche koordinieren, Maßnahmen anstoßen, Fördermittel akquirieren	Quartierskonzept in konkrete Sanierung übersetzen, Eigentümer aktivieren, Akteure zusammenbringen, Umsetzung steuern
Förderquote	Erstvorhaben 70 % (24 Mon.), Anschluss 40 % (36 Mon.) — finanzschwache Kommunen 90 % bzw. 60 %	75 % der Ausgaben — finanzschwache Kommunen bis 90 %
Umfang / Dauer	Stelle ab 50 % möglich, TVöD EG 9b+; Programm läuft bis 31.12.2027	Konzept (max. 200.000 €, 1 Jahr) + Sanierungsmanagement (max. 400.000 €/Quartier, bis 5 Jahre)

Die Stelle finanziert sich oft selbst

Untersuchungen zeigen: Kommunen mit Klimaschutzmanagement setzen mehr geförderte Vorhaben um und vervielfachen ihr Fördervolumen — die akquirierten Mittel übersteigen die eigenen Personalkosten häufig um ein Vielfaches. Und ein für viele Kommunen unerwarteter Punkt: Wer in der Haushaltssicherung steckt (finanzschwach), erhält die höhere Förderquote (90 % statt 70 %). Gerade die klamme Kasse senkt also den Eigenanteil — aus „nicht machbar" wird „machbar".

Neu: die kreisweite Koordination

Die überarbeitete Kommunalrichtlinie fördert seit Ende 2024 auch Klimaschutzkoordinator:innen auf Landkreisebene — ausdrücklich für Kommunen, die zu klein für ein eigenes Management sind. Eine Person ermöglicht so Klimaschutz für mehrere kleine Gemeinden zugleich. Genau die Brücke zur Kooperation.

Kooperation ist der Ausweg aus der Personalknappheit

Für eine Gemeinde unter etwa 20.000 Einwohnern ist eine eigene Vollzeitstelle oft weder finanzierbar noch zu besetzen — und der Fachkräftemarkt ist leer. Der realistische Weg ist deshalb fast nie „allein", sondern „gemeinsam". Drei Wege, die sich kombinieren lassen:

1

Mit anderen Kommunen — interkommunal

Beide Programme erlauben ausdrücklich Verbundvorhaben: Mehrere Kommunen finanzieren gemeinsam eine Stelle, jede mit eigenem (Teil-)Antrag, inhaltlich abgestimmt. So entsteht die kritische Masse für eine volle, attraktive Stelle — und eine Person betreut mehrere Gemeinden. Die institutionelle Dauerform dafür ist das Regionalwerk bzw. der Zweckverband.

2

Mit einer Bürgerenergiegenossenschaft

Eine BEG bringt lokale, oft ehrenamtlich getragene Kapazität mit — und kann beim Sanierungsmanagement sogar Empfängerin weitergeleiteter Förderung sein. Sie ist vor Ort verankert, schafft Akzeptanz und entlastet die Verwaltung bei Bürgerkontakt und Projektentwicklung.

3

Mit einem Versorger oder Stadtwerk

Das Sanierungsmanagement lässt sich an ein Stadtwerk weiterleiten; ein Regionalwerk oder Stadtwerk stellt den operativen Arm, der das Personal mitbringt und über mehrere Kommunen hinweg einsetzt. So wird aus knapper Verwaltungs-Kapazität professionelle Umsetzungs-Kapazität.

Der eigentliche Punkt

Personalknappheit ist nicht nur ein Problem — sie ist selbst ein Treiber zur Kooperation. Dieselbe Logik, die bei der Netzbündelung und beim Regionalwerk gilt, gilt auch hier: Allein findet und finanziert man die Menschen nicht — also schließt man sich zusammen. Die Suche nach Personal wird so zum Einstieg in die interkommunale Zusammenarbeit, die ohnehin der Hebel der Gestaltungsmacht ist.

Ehrlich eingeordnet

Drei Dinge mitdenken. Verstetigung: Beide Förderungen sind befristete Projektförderung — was nach Förderende mit der Stelle passiert, gehört von Anfang an geplant. Volatilität: KfW 432 war 2023–2025 infolge des Bundesverfassungsgerichts-Urteils zum Klimafonds gestoppt und erst Ende 2025 wieder aufgelegt — Bundesprogramme sind nicht garantiert. Kumulierungsverbot: Dieselben Ausgaben dürfen nicht doppelt (etwa KRL und KfW 432 zugleich) gefördert werden; die Programme sind aber gut aufeinander abstimmbar. Der Finanzschwäche-Nachweis läuft über Haushaltssicherung oder eine Bescheinigung der Kommunalaufsicht.

Quellen: Kommunalrichtlinie der Nationalen Klimaschutzinitiative (BMWK/ZUG, Stand 2024/2026, Laufzeit bis 12/2027); KfW-Programm 432 „Energetische Stadtsanierung" (BMWSB/KfW, Neuauflage 26.11.2025, Merkblatt 432); Begleitforschung Klimaschutzmanagement (UBA). Stand Juni 2026, ohne Gewähr — aktuelle Förderaufrufe und Merkblätter vor Antragstellung prüfen.

Die richtige Stelle und Kooperation finden

Die LEA Hessen unterstützt Kommunen bei der Wahl der passenden geförderten Stelle, bei interkommunalen Verbundlösungen und bei der Antragstellung — und verzahnt das mit Trägerstruktur (Regionalwerk) und Wärmeplanung. beratung@lea-hessen.de

Vertiefung & Vorlagen

Partnersuche & Partnerschaft

Phase 1 · Ziele & Strategie

Partnersuche & Partnerschaft: Den richtigen Partner finden

Nicht das höchste Pachtangebot, sondern der richtige Partner entscheidet über den Erfolg Ihrer Energiewende. Einen Partner finden, der den gesamten Weg mitgeht — und mit dem Sie sich vorab auf klare Spielregeln einigen.

Das strategische Zielbild

Das eigentliche Ziel ist nicht ein einzelnes Windrad oder ein einzelner Solarpark. Das Ziel ist ein integriertes System: Möglichst viele Flächen bündeln — HessenForst-Flächen, kommunale Eigenflächen, angepachtete private Flächen, interkommunale Flächen — und dann gezielt mit einem geeigneten Partner ins Gespräch gehen. Einem Partner, der nicht nur ein Projekt baut, sondern den gesamten Weg mitgeht: von der ersten Flächensicherung über die Bauleitplanung bis zum Wärmenetz und Speicher.

Das Prinzip: Partnersuche statt Projektiererwettlauf

Die entscheidende Frage ist nicht: „Wer bietet die höchste Pacht?" Sondern: „Wer begleitet uns durch verschiedene Teilabschnitte — flexibel in der Umsetzung, aber verbindlich im Zielrahmen?" Das bedeutet: Sie einigen sich vorab auf zwei Dinge — eine seriöse, faire Rendite für den Partner und günstige Preise für Ihre Kommune und Ihre Bürgerinnen und Bürger. Und Sie fixieren das, bevor die ersten Bagger rollen.

Was eine gute Partnerschaft ausmacht

Ehrlichkeit und Transparenz. Der Partner muss wissen, was die Kommune will. Die Kommune muss wissen, was der Partner verdienen muss, damit das Projekt funktioniert. Beide einigen sich vorab auf den Zielrahmen — seriöse Rendite für den Partner, günstige Preise für Bürger und Betriebe — und halten das fest, bevor Einzelprojekte starten.

Das heißt nicht, dass von Anfang an alles feststeht. Im Gegenteil: Ein guter Partner geht den Weg in Etappen mit. Erst das Windprojekt, dann das Solarprojekt, dann der Speicher, dann das Wärmenetz. Bei jeder Etappe kann gemeinsam neu entschieden werden, in welche Richtung es weitergeht. Aber der Zielrahmen steht.

Auswahl im Wettbewerb — nach Konzeptqualität

Die Auswahl des Partners sollte im Wettbewerb erfolgen — transparent, mit klaren Bewertungskriterien: integriertes Konzept, lokale Wertschöpfung, Sektorenkopplung, Bürgerbeteiligung, langfristige Preiszusagen. Nicht nach dem höchsten Pachtangebot. Wer nur zahlen will, aber kein Gesamtkonzept liefert, ist der falsche Partner.

Cashflow-Strategie: Phasenweise aufbauen

Ein gebündeltes Vorgehen ermöglicht eine saubere Cashflow-Strategie: Erste Erlöse aus Windprojekten fließen in die Planung des Wärmenetzes. Gewerbesteuer und Beteiligungen stabilisieren den kommunalen Haushalt. Direktbelieferung an Betriebe generiert laufende Einnahmen. Jede Phase finanziert die nächste — statt dass jedes Projekt einzeln um Förderung kämpft.

Warum Mitsprache in der Gesellschaft entscheidend ist

Ohne Beteiligung an der Projektgesellschaft haben Sie weder Einfluss auf die Konzeptgestaltung noch auf die Frage, wo Gewerbesteuer anfällt. Ein Projektierer mit Sitz in Hamburg kann die Gesellschaft so strukturieren, dass die Gewerbesteuer an seinem Firmensitz fließt — nicht bei Ihnen. Wer mitentscheiden will, muss am Tisch sitzen. Das bedeutet nicht zwingend Eigenkapital — aber es bedeutet eine klare gesellschaftsrechtliche Stellung, die Ihnen Einblick in die Bücher und Einfluss auf die Mittelverwendung gibt.

Interkommunale Kooperation als Hebel

Was eine einzelne Gemeinde mit 2.000 Einwohnern nicht stemmen kann, ist für fünf Gemeinden mit zusammen 12.000 Einwohnern machbar. Interkommunale Flächenbündelung schafft Verhandlungsmacht: Mehr Fläche = attraktiverer Partner = bessere Konditionen. Die Kombination aus privaten, kommunalen und HessenForst-Flächen über Gemeindegrenzen hinweg macht aus Einzelprojekten ein wirtschaftlich tragfähiges Gesamtkonzept.

„Energieprojekte sind Langstreckenlauf und Teamsport." (Charlotte von Waitz, deENet e.V.)

Mögliche Partnertypen

Partnertyp	Stärke	Worauf achten
Lokaler Versorger / Stadtwerk	Infrastruktur vorhanden, Kundenbeziehungen, langfristig orientiert	Hat die Kommune bisher oft ignoriert — klares Zielbild und Verhandlung auf Augenhöhe nötig
Regionalwerk (interkommunal)	Skaleneffekte, gemeinsame Investitionskraft, demokratische Steuerung	Komplexe Gründung, braucht politischen Konsens mehrerer Räte
Energiegenossenschaft	Bürgernähe, Transparenz, Akzeptanz	Skalierung bei großen Projekten prüfen
Projektierer als Kooperationspartner	Schnell, professionell, kapitalstark	Renditeziel mit kommunalen Zielen abgleichen — sonst bleibt die Wertschöpfung nicht vor Ort

Der ideale Prozess

Schritt 1: Eigene Ziele klären — Was wollen wir erreichen? Wärmenetz? Günstige Energie für Betriebe? Einnahmen für den Haushalt?
Schritt 2: Flächen bündeln — Private, kommunale und ggf. HessenForst-Flächen in einem Pool zusammenführen. Interkommunal denken.
Schritt 3: Partner suchen — Nicht den erstbesten Projektierer nehmen, sondern gezielt einen Partner identifizieren, der das Gesamtkonzept mitträgt. Ideenwettbewerb oder Interessenbekundungsverfahren.
Schritt 4: Zielrahmen fixieren — Faire Rendite für den Partner, günstige Preise für Kommune und Bürger. In einer Kooperationsvereinbarung festhalten, bevor Einzelprojekte starten.
Schritt 5: Etappenweise umsetzen — Flexibel in der Reihenfolge (erst Wind, dann Solar, dann Speicher, dann Wärmenetz), aber verbindlich im Zielrahmen.

Fazit: Der Partner, den Sie suchen

Suchen Sie einen Partner, mit dem Sie in einer gemeinsamen Gesellschaft über Zielrendite und Mittelverwendung auf Augenhöhe sprechen können. Der alle Aspekte begleitet — Strom, Wärme, Speicher, Bürgerbeteiligung. Und der akzeptiert, dass die Kommune das Leitbild vorgibt, nicht der Investor.

Unterstützung

deENet e.V. und das Regionalmanagement Nordhessen unterstützen bei interkommunaler Zusammenarbeit. Die LEA Hessen begleitet die Rollenklärung und den Prozess der Partnerwahl — kostenfrei und unabhängig. buergerforum@lea-hessen.de

Werkstattgespräch

Phase 1 · Ziele & Strategie

Werkstattgespräch: Format & Vorlagen

Das zentrale Aktivierungs- und Konzeptformat: Es bringt die relevanten Akteure früh an einen Tisch, um gemeinsam ein Zielbild zu entwickeln – bevor Flächen gesichert und Fakten geschaffen sind. Hier wird aus Betroffenen Beteiligte.

Wann und wozu

Zeitpunkt: so früh wie möglich – vor der Flächensicherung und vor dem ersten Anschlussbegehren.
Zweck: gemeinsames Zielbild, erste Konzeptbausteine (Sektorenkopplung, Direktleitung, Beteiligung), Klärung von Rollen und Interessen.
Nicht das Ziel: fertige Beschlüsse. Das Werkstattgespräch öffnet den Prozess, es schließt ihn nicht ab.

Wer an den Tisch gehört

Akteur	Rolle im Gespräch
Kommune (Verwaltung & Politik)	Gastgeber, Zielbild, Planungshoheit
Lokaler Versorger / Stadtwerk	möglicher Partner für Wärme und Betrieb
Mögliche Abnehmer (Gewerbe, Industrie)	Anker-Last, Direktversorgung, PPA
Projektierer	Flächen- und Anlagen-Know-how
Bürgervertretung / Ortsbeirat	lokale Akzeptanz, Teilhabe
LEA Hessen	Moderation, fachlicher Input, Neutralität

Ablaufplan (Richtwert 2,5–3 Stunden)

Zeit	Baustein	Inhalt
0:00	Ankommen	informeller Einstieg, kurze Vorstellrunde
0:15	Rahmen setzen	Warum jetzt? Was ist rechtlich und wirtschaftlich möglich? (kurzer Impuls)
0:40	Bestandsaufnahme	Flächen, Lasten, Wärmebedarf, Netzsituation gemeinsam sichten
1:10	Vision entwickeln	„Wo wollen wir in 10 Jahren stehen?" – moderiert, an Tischen
2:00	Konzeptbausteine	Sektorenkopplung, Direktleitung, Teilhabemodelle durchspielen
2:35	Rollen & Schritte	Wer macht was bis wann?
2:50	Abschluss	Ergebnis spiegeln, Folgetermin vereinbaren

Tischvorlage und Einladung

Pro Arbeitstisch eine Tischvorlage mit drei bis vier offenen Leitfragen, dem Kartenset der Teilhabemodelle und einem Ausschnitt der Flächen- und Potenzialkarte. Für die Einladung hat sich ein nutzenorientierter Ton bewährt: nicht „über Ihre Köpfe hinweg", sondern „gemeinsam ein Zielbild für die Energiezukunft entwickeln – mit allen, die dazu beitragen können".

Drei Sätze für die Praxis

Früh einladen – wer erst nach der Flächensicherung beteiligt, hat den Gestaltungsspielraum schon verschenkt. Vision gemeinsam entwickeln statt fertige Pläne präsentieren. Mit verbindlichem nächsten Schritt enden, sonst war es nur ein netter Abend.

Einstieg · Standortbestimmung

Reifegrad-Check: Wo steht Ihre Kommune?

Sieben kurze Fragen, etwa zwei Minuten. Am Ende erhalten Sie eine ehrliche Standortbestimmung, Ihre nächsten sinnvollen Schritte und die passenden Bausteine aus dem Energiewende-Kompass.

2 · Planung & Umsetzung · Kommunales Energiekonzept

Strom, Wärme, Speicher und Flächen in einem Konzept

Das kommunale Energiekonzept ist die Klammer, die aus Einzelprojekten ein Gesamtkonzept macht: Es verbindet die Wärmeplanung mit der Stromerzeugung vor Ort, denkt Speicher und Direktleitung mit und macht die Wirtschaftlichkeit über die Sektoren hinweg sichtbar. Wer dieses Konzept hat, verhandelt nicht mehr über einzelne Pachten, sondern über das beste Gesamtpaket.

Worum es geht

Die kommunale Wärmeplanung (KWP) liefert die Nachfrageseite, die Flächen- und Stromstrategie die Erzeugungsseite. Das Energiekonzept führt beides zusammen — als gemeinsame Bilanz aus Bedarf, lokaler Erzeugung, Deckungsgrad, Speicherbedarf und Kosten. Es ist damit zugleich die fachliche Begründung, mit der die Kommune in der Bauleitplanung steuern darf.

Datengrundlage: Wärmeatlas Hessen

Der kostenfreie Wärmeatlas Hessen der LEA Hessen zeigt gebäudescharf modellierte Wärmebedarfe — und verortet die entscheidenden Wärmequellen vor Ort: industrielle Abwärme und (neu) Abwasserwärme aus Kläranlagen (Layer „Abwasserwärmepotential" und „Kläranlagen", auf Basis einer Studie zu 187 hessischen Kläranlagen). Weitere Quellen wie Rechenzentren sind in Vorbereitung. Gebäudescharfe Daten maschinenlesbar über waermeatlas@lea-hessen.de.

In der Praxis entsteht das Konzept in drei Schritten: Erstens die Wärmeplanung — wo entsteht welcher Bedarf, welche Quellen (Abwärme, Umweltwärme, Großwärmepumpe) kommen in Frage. Zweitens die Erzeugungsseite — welche Flächen tragen Wind und PV, wie hoch ist der lokale Deckungsgrad, was lässt sich per Direktleitung koppeln. Drittens die integrierte Wirtschaftlichkeit — was kostet die Wärme, wenn lokaler Strom sie trägt, statt teurem Netzbezug.

Genau für diesen dritten Schritt gibt es zwei Werkzeuge im Kompass: die überschlägige Strom-Wärme-Kalkulationshilfe für die erste Einordnung und den detaillierten Wärmeprojekt-Rechner für die belastbare Vollkostenrechnung.

🌡️ Wärme & Sektorenkopplung

Von der KWP zur Umsetzung — die Nachfrageseite des Konzepts

🗺️ Flächen als Schlüssel

Die Erzeugungsseite — welche Flächen das Konzept tragen

🔌 Netze, Speicher & Direktleitung

Die Kopplung — Strom dorthin bringen, wo die Wärme entsteht

🧮 Strom-Wärme-Kalkulationshilfe

Schnelle erste Einordnung der gekoppelten Wirtschaftlichkeit

🔢 Wärmeprojekt-Rechner

Detaillierte Vollkostenrechnung für das Wärmeprojekt

💰 Finanzierung & Energiefonds

Wie das Konzept finanziert und kommunal getragen wird

Steuerungslogik: Das Energiekonzept ist die sachliche Grundlage, mit der die Kommune ihre Bauleitplanung städtebaulich begründet — und damit die Kontrolle über Standorte, Konzepte und Wertschöpfung behält. Siehe Flächen steuern und Bauleitplanung & Bodenwertabschöpfung.