ABO Energy nennt fehlende Wirtschaftlichkeit. Die Projektakte zeigt Kostendruck, Drosselungen und offene Genehmigungsfragen.
Acht Anlagen verschwinden aus der Planung – aber warum?
DIERDORF. Drei Jahre Planung, umfangreiche Gutachten, ein laufendes Genehmigungsverfahren und acht vorgesehene Windenergieanlagen: Nun beendet ABO Energy das Projekt Märkerwald-Dierdorf. Das Unternehmen hat den Genehmigungsantrag zurückgezogen. Zur Begründung heißt es lediglich, eine Realisierung sei „unter den derzeitigen Bedingungen“ wirtschaftlich nicht darstellbar. Eine projektbezogene Wirtschaftlichkeitsrechnung, aus der hervorgeht, welcher Kosten- oder Erlösfaktor letztlich den Ausschlag gab, ist bislang nicht öffentlich bekannt.
Die Akten zeigen allerdings: Das Projekt stand nicht nur vor einer einfachen Bauentscheidung. Netzanschluss, eigener Umspannwerksbau, Schallbegrenzungen, Eingriffe in Waldflächen sowie natur-, wasser- und luftverkehrsrechtliche Prüfungen trafen auf einen Windkraftmarkt, in dem die erzielbaren EEG-Zuschlagswerte stark gefallen sind. Gleichzeitig befindet sich ABO Energy selbst in einem laufenden Sanierungsprozess.
Eine Behauptung wie „der Naturschutz hat den Windpark verhindert“ oder „der Netzanschluss war nicht möglich“ lässt sich nach dem derzeitigen Belegstand dennoch nicht halten.
Planung war bereits weit fortgeschritten
ABO Energy hatte den Antrag am 19. Dezember 2024 bei der Struktur- und Genehmigungsdirektion Nord eingereicht. Die SGD Nord ist seit 2023 die zuständige immissionsschutzrechtliche Genehmigungsbehörde für entsprechende Windenergieprojekte im nördlichen Rheinland-Pfalz. Im Verfahren lagen Stellungnahmen zahlreicher Stellen vor – darunter Kreisverwaltung Neuwied, Bundeswehr, Bundesnetzagentur, Forstamt Dierdorf, Naturpark Rhein-Westerwald, Landesamt für Geologie und Bergbau, Westnetz und mehrere Verbandsgemeinden.
Die Antragsunterlagen wurden während des Verfahrens verändert und zuletzt am 13. Oktober 2025 ergänzt. Auch die Anlagenhöhe änderte sich: Sieben Anlagen sollten bei 179 Metern Nabenhöhe und 175 Metern Rotordurchmesser eine Gesamthöhe von rund 266,5 Metern erreichen. Bei WEA 7 wurde die Nabenhöhe dagegen auf 162,5 Meter reduziert; ihre Gesamthöhe hätte damit rund 250 Meter betragen. Die häufig wiederholte Darstellung von acht jeweils 267 Meter hohen Anlagen entspricht deshalb nicht mehr dem letzten öffentlich bekannt gemachten Planungsstand. Die Gesamtleistung blieb mit achtmal 6,8 Megawatt bei 54,4 Megawatt.
Auch politisch hatte das Projekt eine Hürde bereits genommen. Der Dierdorfer Stadtrat erteilte am 19. Februar 2025 mit 16 Ja- und drei Nein-Stimmen das gemeindliche Einvernehmen – allerdings ausdrücklich unter dem Vorbehalt, dass die Erschließung gesichert ist und keine öffentlichen Belange entgegenstehen. Die Entscheidung über Natur- und Artenschutz oder Immissionsschutz lag nicht beim Stadtrat, sondern bei den zuständigen Fach- und Genehmigungsbehörden.
Mehr als fünf Millionen Euro Herstellkosten je Anlage
Interessant wird die Akte bei den Kosten. In der ursprünglichen Projektkurzbeschreibung bezifferte ABO Energy die Herstellkosten einer Windenergieanlage auf 5.302.640 Euro einschließlich Umsatzsteuer. Darin wurden Rohbaukosten von 2.504.950 Euro angegeben. Hinzu kamen laut Herstellerunterlagen Rückbaukosten von 43.754,04 Euro je Anlage zuzüglich Umsatzsteuer.
Diese Zahlen dürfen jedoch nicht mit den vollständigen Investitionskosten des Windparks gleichgesetzt werden. Netzanschluss, Umspannwerk, Erschließung, Projektentwicklung, Gutachten, Ausgleichsmaßnahmen, Finanzierung und weitere Kostenpositionen lassen sich aus dieser einen Kostenangabe nicht vollständig ableiten. Zudem enthielt die spätere Genehmigungsakte wegen der geänderten Turmhöhe von WEA 7 gesonderte Herstellerkostenblätter für zwei Turmvarianten. Eine belastbare aktuelle Gesamtkalkulation des zuletzt beantragten Projekts ist öffentlich nicht ersichtlich.
Genau hier liegt eine der entscheidenden offenen Fragen: Wenn ABO Energy fehlende Wirtschaftlichkeit als Grund für den Rückzug nennt, bleibt unbekannt, welcher Erlös bei welcher Investitionssumme erwartet wurde und welche Renditeschwelle das Projekt unterschritt.
Sieben der acht Anlagen sollten nachts gedrosselt werden
Ein weiterer projektspezifischer Faktor findet sich im Schallgutachten. Tagsüber sollten die Anlagen nach den eingereichten Berechnungen mit voller Nennleistung betrieben werden können. Nachts zwischen 22 und 6 Uhr hätten dagegen sieben der acht Windenergieanlagen wegen der bereits vorhandenen schalltechnischen Vorbelastung nur schallreduziert laufen dürfen.
Eine solche Betriebsbeschränkung bedeutet nicht automatisch, dass ein Windpark unwirtschaftlich wird. Sie kann aber den erzielbaren Stromertrag und damit die Erlösrechnung beeinflussen. Wie viele Kilowattstunden beziehungsweise welche Erlöse ABO Energy für Dierdorf durch den vorgesehenen Nachtbetrieb weniger angesetzt hatte, geht aus den öffentlich zugänglichen Unterlagen nicht hervor.
Auch beim Schattenwurf waren Abschaltungen vorgesehen: Überschreitungen sollten durch automatische Schattenwurfmodule verhindert werden. Das gehört bei Windenergieprojekten zum üblichen Genehmigungsinstrumentarium, ist aber ebenfalls Bestandteil der Ertragsberechnung.
Netzanschluss war nicht grundsätzlich gescheitert
Für die Vermutung, das Projekt sei schlicht an fehlender Netzkapazität gescheitert, liefern die verfügbaren Unterlagen derzeit keinen Beleg.
ABO Energy erklärte in seinen Projektinformationen, der Anschluss sei an die 110-Kilovolt-Hochspannungsleitung zwischen Dierdorf/Giershofen und dem Windpark geplant gewesen. Die Entfernung wurde mit etwa einem bis anderthalb Kilometern angegeben. Nach Angaben des Unternehmens lag eine vorläufige Einspeisezusage der Westnetz GmbH vor. ABO Energy befand sich allerdings noch in Abstimmung über den konkreten Einspeisepunkt und hätte für den Anschluss ein eigenes Umspannwerk errichten müssen.
Damit bleibt eine differenzierte Lage: Ein grundsätzlich erreichbarer Netzanschluss war nach Unternehmensangaben vorhanden. Was Umspannwerk, Netzverknüpfung und Kabeltrassen konkret gekostet hätten und ob sich diese Kosten während der Planung verändert haben, ist öffentlich nicht beziffert. Genau diese Zahlen wären erforderlich, um einen möglichen Netz-Kostenfaktor seriös zu bewerten.
Der Windstrom wurde gleichzeitig immer billiger vergeben
Während diese projektspezifischen Kosten aufliefen, veränderte sich der Markt massiv.
Die Bundesnetzagentur verzeichnete bei der Ausschreibung im Februar 2026 Gebote über 7.858 Megawatt für nur rund 3.445 Megawatt Ausschreibungsvolumen. Der durchschnittliche Zuschlagswert sank auf 5,54 Cent pro Kilowattstunde. Im Mai fiel er weiter auf 5,06 Cent. Seit August 2024 war der Durchschnittswert damit über sieben Ausschreibungsrunden um mehr als zwei Cent je Kilowattstunde gefallen.
Für Dierdorf ist das besonders relevant. ABO Energy hatte ursprünglich geplant, bereits Ende 2025 an einer EEG-Ausschreibung teilzunehmen. Dieser Zeitplan wurde nicht erreicht. Noch im Herbst 2025 lief das Genehmigungsverfahren; die öffentliche Auslegung begann erst am 17. November.
Dass sinkende Zuschlagswerte Windprojekte von ABO Energy tatsächlich treffen, zeigt ein Vergleich. Beim Projekt Öhningen stellte das Unternehmen die Planung im April 2026 ruhend und verwies ausdrücklich auf die überzeichneten Ausschreibungen und den Rückgang der Vergütung. Dort bezeichnete ABO Energy einen wirtschaftlichen Betrieb unter diesen Bedingungen ebenfalls als kaum vorstellbar.
Das allein beweist aber noch nicht, dass Dierdorf wegen des EEG-Zuschlagsniveaus aufgegeben wurde. Denn ABO Energy erhielt ausgerechnet in der Mai-Ausschreibung 2026 trotz des Durchschnittswertes von 5,06 Cent Zuschläge für drei andere eigene Windprojekte mit zusammen 61,4 Megawatt.
Das ist ein wichtiger Befund: Niedrige Zuschlagswerte machen offenbar nicht jedes ABO-Projekt unwirtschaftlich. Für Märkerwald-Dierdorf müssen zusätzliche projektspezifische Parameter eine Rolle gespielt haben – welche und in welchem Umfang, bleibt offen.
Gleichzeitig saniert sich ABO Energy selbst
Hinzu kommt die wirtschaftliche Situation des Projektentwicklers.
ABO Energy erwartet für 2025 nach eigenen Angaben einen Konzernjahresfehlbetrag von rund 170 Millionen Euro. Noch im Herbst 2025 hatte das Unternehmen einen Gewinn von 29 bis 39 Millionen Euro prognostiziert. Als Gründe nennt ABO Energy unter anderem veränderte Marktbedingungen, niedrigere Entwicklermargen, Wertberichtigungen und Verschiebungen bei Projekten.
Im Mai 2026 erklärte das Unternehmen zudem einen Verlust der Hälfte des Grundkapitals. Ein Sanierungsgutachten kam nach Unternehmensangaben vorläufig zu dem Ergebnis, dass ABO Energy sanierungsfähig sei – allerdings unter der Voraussetzung einer tragfähigen Sanierungsfinanzierung. Ende Juli verlängerten Finanzierungspartner eine Stillhaltevereinbarung bis zum 30. November 2026.
Im Juni beschrieb ABO Energy die eigene Strategie ausdrücklich als Konzentration auf „Pipeline-Rentabilität“, margenstarke Märkte und Aktivitäten mit hohem Wertbeitrag.
Daraus folgt nicht, dass der Windpark Dierdorf wegen der Unternehmenssanierung gestrichen wurde. Ein solcher unmittelbarer Zusammenhang ist bislang nicht belegt. Die Entscheidung fällt aber in eine Phase, in der ABO Energy sein Projektportfolio nach eigenen Angaben stärker nach Rentabilität bewertet und zugleich seine Finanzierung restrukturiert.
Waldflächen und Schutzbelange sorgten für zusätzlichen Prüfbedarf
Die eigenen Antragsunterlagen zeigen zudem erhebliche räumliche Überschneidungen. Teile des Projekts berührten Vorrang- oder Vorbehaltsbereiche für Forstwirtschaft, Grundwasserschutz und regionalen Biotopverbund. Die Standorte WEA 7 und 8 lagen innerhalb der Kernzone „Märkerwald“ des Naturparks Rhein-Westerwald.
Daraus folgt ebenfalls keine automatische Unzulässigkeit. Entsprechende Belange mussten jedoch im Genehmigungsverfahren geprüft und gegebenenfalls über Auflagen, Befreiungen, Änderungen oder Ausgleichsmaßnahmen gelöst werden.
ABO Energy hatte selbst zahlreiche Umweltunterlagen eingereicht: Avifauna- und Fledermausgutachten, Fachbeitrag Artenschutz, FFH-Vorprüfung, UVP-Bericht, Landschaftspflegerische Begleitpläne, Waldumwandlungsantrag, Haselmauskonzept sowie hydrogeologische Gutachten. Die SGD Nord führte zudem Stellungnahmen der unteren Naturschutz- und Wasserbehörden sowie des Naturparks Rhein-Westerwald auf.
Auch die Flächenzahlen mussten während der Öffentlichkeitsinformation korrigiert werden. ABO Energy räumte im Juni 2025 einen Fehler im eigenen Rodungsflächen-Poster ein. Im korrigierten Stand wurden je Anlage rund 1,07 Hektar dauerhafte Rodungsfläche für den Anlagenstandort sowie etwa 0,68 Hektar für Zuwegungen angegeben; weitere Flächen sollten temporär beansprucht werden.
Auch die Bundeswehr war im Verfahren beteiligt
Ein weiterer bislang nicht abschließend aufklärbarer Punkt betrifft militärische Belange. Die offizielle Bekanntmachung der SGD Nord bestätigt Stellungnahmen des Bundesamtes für Infrastruktur, Umweltschutz und Dienstleistungen der Bundeswehr vom 21. Februar und 21. Oktober 2025. Den konkreten Inhalt veröffentlicht die Bekanntmachung nicht.
Die Naturschutzinitiative e.V. zitiert in ihrer Einwendung aus der ersten Stellungnahme mit der Aussage, die Errichtung von WEA 7 und 8 werde aus flugbetrieblichen Gründen abgelehnt. Das ist eine Darstellung des Naturschutzverbandes; das zugrunde liegende Bundeswehrschreiben konnte über das aktuell öffentlich zugängliche Webangebot von 2halb3 nicht im Original verifiziert werden. Deshalb lässt sich derzeit nicht belastbar beurteilen, ob beziehungsweise unter welchen Bedingungen dieser Konflikt nach der späteren Turmhöhenänderung von WEA 7 noch bestand.
Gerade die spätere Höhenreduzierung von WEA 7 macht diesen Punkt jedoch rechercherelevant.
Rund 204.000 Euro Kommunalabgabe waren nur eine Prognose
Mit dem Projekt verschwinden auch erwartete Einnahmen – allerdings nicht in der Größenordnung, die gelegentlich mit Pachtzahlungen verwechselt wird.
Die geplanten Standorte lagen laut Antrag auf Privatwaldflächen der Märkerschaft Dierdorf. Eine kommunale Standortpacht für diese Grundstücke ist damit aus den vorliegenden Unterlagen nicht ersichtlich.
ABO Energy hatte hingegen mit einer freiwilligen finanziellen Beteiligung nach § 6 EEG gerechnet. Bei prognostizierten 102 Millionen Kilowattstunden Jahresproduktion wären nach Unternehmensberechnung rund 204.000 Euro pro Jahr auf die betroffenen Kommunen verteilt worden. Für Dierdorf sah der damalige Schlüssel 46,95 Prozent vor – also knapp die Hälfte. Über 20 Jahre prognostizierte ABO Energy mehr als vier Millionen Euro für alle beteiligten Kommunen zusammen.
Dabei handelt es sich nicht um bereits gesicherte Einnahmen. § 6 EEG erlaubt Betreibern entsprechende Zahlungen von insgesamt bis zu 0,2 Cent je Kilowattstunde; die tatsächliche Höhe hängt unter anderem von der erzeugten Strommenge und einer entsprechenden Vereinbarung ab.
Zusätzlich hatte ABO Energy mögliche Gewerbesteuereinnahmen in Aussicht gestellt, ohne für Dierdorf eine belastbare Höhe zu veröffentlichen.
Das Windkraftthema in Dierdorf ist damit nicht erledigt
Der Rückzug des Märkerwald-Projekts bedeutet auch nicht, dass die großflächige Windkraftplanung südlich von Dierdorf beendet ist.
Vattenfall und wiwi consult verfolgen entlang der A3 ein eigenes Projekt mit nach aktuellem öffentlich zugänglichem Planungsstand bis zu 19 Anlagen auf Flächen in Dierdorf, Sessenhausen, Kleinmaischeid und Großmaischeid. Für den Bereich Dierdorf/Sessenhausen war ebenfalls ein Genehmigungsantrag eingereicht worden.
Gerade deshalb bleibt interessant, ob Märkerwald-Dierdorf an Besonderheiten dieses konkreten Projekts gescheitert ist oder ob sich wirtschaftliche Veränderungen künftig auch auf weitere Windplanungen der Region auswirken.
Was sich belegen lässt – und was nicht
Die derzeit stärkste belegbare Erklärung führt zum veränderten Marktumfeld: Die EEG-Zuschlagswerte sind deutlich gefallen, ABO Energy hat seine Projektpipeline deshalb bereits neu bewertet und befindet sich gleichzeitig in einer finanziellen Sanierung. Dazu kamen in Dierdorf konkrete Belastungsfaktoren: sieben nachts schallreduziert geplante Anlagen, ein eigenes Umspannwerk, umfangreiche Wald- und Umweltprüfungen sowie mindestens offene Fragen aus der Behördenbeteiligung.
Nicht belegt ist dagegen, welcher einzelne Faktor das Projekt letztlich unter die Wirtschaftlichkeitsschwelle gedrückt hat.
Offen bleiben insbesondere die vollständige Investitionssumme des zuletzt geplanten Windparks, die kalkulierten Netzanschlusskosten, die wirtschaftlichen Auswirkungen der Nacht-Drosselung, die erwartete EEG-Vergütung, mögliche zusätzliche Kosten aus Behördenauflagen sowie die Frage, wie hoch die bereits angefallenen und nun abzuschreibenden Projektentwicklungskosten sind.
Solange diese Kalkulation nicht öffentlich vorliegt, ist die präziseste Feststellung deshalb: ABO Energy hat den Windpark aus wirtschaftlichen Gründen aufgegeben. Welche Kosten, Erlösverluste oder Genehmigungsrisiken diese Wirtschaftlichkeit konkret zerstört haben, ist bislang nicht belegt.
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Quellen mit Direktlinks
- Struktur- und Genehmigungsdirektion Nord – Öffentliche Bekanntmachung Windpark Märkerwald-Dierdorf, Az. 21a/07/5.1/2024-0099 – Bekanntmachung öffnen
- Verbandsgemeinde Dierdorf – Sitzungsvorlage 2025-019 zum gemeindlichen Einvernehmen –
- Stadtrat Dierdorf – Beschluss vom 19. Februar 2025 –
- ABO Energy – Projektseite Windpark Märkerwald-Dierdorf –
- ABO Energy – Projektposter zu Netzanschluss, Kommunalabgabe und Rodungsflächen –
- Bundesnetzagentur – Ausschreibung Wind an Land Mai 2026 – Ausschreibungsergebnis öffnen
- Bundesministerium der Justiz – § 6 EEG, finanzielle Beteiligung der Kommunen –
- ABO Energy – Ad-hoc-Mitteilungen zur Sanierung und Finanzierung –
- ABO Energy – Windkraft-Zuschläge vom Juni 2026 –
- Naturschutzinitiative e.V. – Einwendung zum Windpark Märkerwald-Dierdorf; als Verbandsposition, nicht als Behördenentscheidung –
- Rhein-Zeitung – Meldung zum Rückzug des Genehmigungsantrags vom 9. September 2026
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