Das außergewöhnlich windschwache Jahr 2025 hat auch beim BVT Windpark Emlichheim deutliche Spuren hinterlassen. Die Stromproduktion blieb hinter den Erwartungen zurück, der Umsatz sank um fast 2,9 Millionen Euro und der Jahresüberschuss fiel von rund 4,55 Millionen Euro auf knapp 3,16 Millionen Euro. Dennoch präsentiert sich die Betreibergesellschaft finanziell weiterhin robust: Fast zehn Millionen Euro lagen zum Jahresende auf Bankkonten, die Darlehensschulden wurden um knapp 3,9 Millionen Euro reduziert und die technische Verfügbarkeit der zwölf Windenergieanlagen lag bei mehr als 99 Prozent.
Die BVT Windpark Emlichheim GmbH & Co. KG mit Sitz in Laar betreibt einen der größeren Windparks in der niedersächsischen Grafschaft Bentheim. Der Windpark ist in einen Nord- und einen Südteil gegliedert. In beiden Bereichen stehen jeweils sechs Windenergieanlagen des Herstellers Enercon vom Typ E-115.
Insgesamt verfügt der Park damit über zwölf moderne Windkraftanlagen. Ihr wirtschaftlicher Erfolg hängt maßgeblich vom Windangebot, der technischen Verfügbarkeit, den gesetzlichen Vergütungsmechanismen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und den Preisen in der Direktvermarktung ab.
Der jetzt veröffentlichte und geprüfte Jahresabschluss für 2025 zeigt, wie stark sich ein ungewöhnlich windarmes Jahr auf die wirtschaftliche Entwicklung eines Windparks auswirken kann. Zugleich wird deutlich, dass hohe technische Verfügbarkeit, gesetzlich abgesicherte Vergütungen und eine solide Liquiditätsreserve die Folgen zumindest teilweise abfedern konnten.
Umsatz sinkt um fast ein Viertel
Die Umsatzerlöse aus dem Verkauf des erzeugten Stroms beliefen sich 2025 auf rund 8,96 Millionen Euro. Im Vorjahr waren es noch 11,85 Millionen Euro gewesen.
Damit gingen die Erlöse innerhalb eines Jahres um rund 2,89 Millionen Euro beziehungsweise etwa 24,4 Prozent zurück.
Der Hauptgrund lag in den schwachen Windverhältnissen. Nach Angaben der Gesellschaft erreichte der Windindex für die Region im Gesamtjahr lediglich 75,7 Prozent des langjährigen Referenzwertes.
Das Windaufkommen lag damit um 24,3 Prozentpunkte unter dem Mittel des Referenzzeitraums von 2002 bis 2016. Auch gegenüber den bereits eher schwachen Jahren 2018 bis 2024 fiel das Jahr 2025 deutlich zurück.
Für Windparkbetreiber ist eine solche Entwicklung unmittelbar wirtschaftlich relevant. Selbst technisch einwandfrei funktionierende Anlagen können nur dann Strom produzieren, wenn ausreichend Wind vorhanden ist.
Mehr als 101.000 Megawattstunden Strom produziert
Trotz des schwachen Windjahres erzeugten die zwölf Anlagen insgesamt 101.717 Megawattstunden Strom. Entschädigungen für netzbedingte Abregelungen sind in diesem Wert noch nicht enthalten.
Der Prospektwert hatte bei 112.162 Megawattstunden gelegen. Damit blieb die tatsächliche Einspeisung zunächst rund 9,3 Prozent hinter der ursprünglichen Planung zurück.
Unter Einbeziehung der abgeregelten Strommengen ergibt sich jedoch eine rechnerische Erzeugung von 108.066 Megawattstunden. Die Abweichung gegenüber dem Prospektwert reduziert sich dadurch auf etwa 3,65 Prozent.
Das zeigt, dass ein Teil der Produktionslücke nicht auf mangelnden Wind oder technische Probleme zurückzuführen war, sondern auf Eingriffe des Netzbetreibers. Windenergieanlagen müssen zeitweise heruntergeregelt werden, wenn Stromnetze überlastet sind oder nicht genügend Übertragungskapazität zur Verfügung steht.
Anlagen technisch nahezu vollständig verfügbar
Aus technischer Sicht verlief das Geschäftsjahr ausgesprochen positiv.
Die sechs Anlagen im Nordteil erreichten eine technische Verfügbarkeit von 99,08 Prozent, die Anlagen im Südpark sogar 99,14 Prozent. Daraus ergibt sich eine Gesamtverfügbarkeit von 99,12 Prozent.
Der mit Enercon bestehende Vollwartungsvertrag garantiert lediglich eine Verfügbarkeit von 97 Prozent. Die tatsächlich erreichten Werte lagen somit deutlich über der vertraglich zugesagten Mindestgrenze.
Damit wird deutlich, dass der niedrigere Stromertrag nicht durch erhebliche technische Ausfälle verursacht wurde. Die Anlagen standen nahezu durchgehend für die Stromproduktion zur Verfügung. Entscheidend war vielmehr das unterdurchschnittliche Windangebot.
Bei den Ende 2025 durchgeführten turnusmäßigen Prüfungen wurden nach Angaben der Gesellschaft keine wesentlichen Mängel festgestellt. Lediglich einzelne kleinere Beanstandungen seien an den Wartungsdienstleister weitergegeben worden.
Einige Rotorblattprüfungen mussten witterungsbedingt auf das Jahr 2026 verschoben werden.
Jahresüberschuss fällt auf 3,15 Millionen Euro
Der Jahresüberschuss erreichte 2025 rund 3,15 Millionen Euro. Im Jahr zuvor hatte die Gesellschaft noch einen Gewinn von knapp 4,55 Millionen Euro ausgewiesen.
Damit verringerte sich das Jahresergebnis um rund 1,39 Millionen Euro beziehungsweise gut 30 Prozent.
Trotz dieses Rückgangs blieb der Windpark hochprofitabel. Bezogen auf die festen Kapitalkonten errechnete die Geschäftsführung eine Eigenkapitalrendite von 11,48 Prozent. Im Vorjahr hatte sie noch bei 15,43 Prozent gelegen.
Der erwirtschaftete Gewinn wurde vollständig den Verrechnungskonten der Kommanditisten gutgeschrieben. Ein Bilanzgewinn wird daher nicht ausgewiesen.
Sondererträge stabilisieren das Ergebnis
Dass der Gewinn weniger stark zurückging als der Umsatz, hängt wesentlich mit hohen sonstigen betrieblichen Erträgen zusammen.
Diese stiegen von knapp 249.000 Euro im Vorjahr auf rund 2,09 Millionen Euro.
Im Lagebericht verweist die Gesellschaft insbesondere auf Erträge aus einer Kooperationsvereinbarung mit der neu gegründeten BVT Windpark Emlichheim 2 GmbH & Co. KG.
Die bisherige Betreibergesellschaft hatte zunächst Kosten für die geplante Erweiterung des Windparks vorfinanziert. Das Projekt wurde später aus regulatorischen Gründen in eine eigenständige Gesellschaft übertragen.
Das in Anspruch genommene Vorfinanzierungsbudget von rund 2,48 Millionen Euro wurde einschließlich einer vereinbarten Verzinsung zurückgezahlt. Allein aus der Kooperationsvereinbarung entstand nach Angaben der Gesellschaft ein Ergebnisbeitrag von rund 1,96 Millionen Euro.
Ohne diesen Sondereffekt wäre der Ergebnisrückgang im operativen Geschäft deutlich stärker ausgefallen.
Betriebsergebnis halbiert sich nahezu
Das positive Betriebsergebnis sank von rund 5,88 Millionen Euro auf etwa 2,96 Millionen Euro.
Dieser Rückgang spiegelt die schwächeren Stromerlöse bei gleichzeitig weitgehend festen Kosten wider.
Windparks verursachen auch in windarmen Jahren erhebliche laufende Aufwendungen. Pachtzahlungen, Wartungsverträge, Geschäftsführungskosten, Versicherungen und Abschreibungen fallen unabhängig davon an, wie viel Strom tatsächlich produziert wird.
Die Aufwendungen für bezogene Leistungen erhöhten sich von rund 515.000 Euro auf knapp 608.000 Euro. Darin enthalten waren unter anderem:
- Wartungskosten von rund 373.000 Euro,
- Betriebsführungsvergütungen von etwa 138.000 Euro,
- Fremdleistungen von rund 59.000 Euro,
- Kosten für den Strombezug von etwa 37.000 Euro.
Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen stiegen von rund 1,70 Millionen Euro auf 2,25 Millionen Euro.
Zu den bedeutenden Kostenpositionen gehörten Pachten in Höhe von etwa 549.000 Euro, Zahlungen zur Beteiligung der Gemeinden von 171.000 Euro sowie Geschäftsführungs- und Haftungsvergütungen von insgesamt rund 137.000 Euro.
Abschreibungen belasten Ergebnis mit 4,21 Millionen Euro
Die planmäßigen Abschreibungen auf das Sachanlagevermögen beliefen sich wie im Vorjahr auf rund 4,21 Millionen Euro.
Die technischen Anlagen werden grundsätzlich über eine Nutzungsdauer von 16 Jahren abgeschrieben. Durch diese planmäßige Wertminderung sank der Buchwert des Anlagevermögens von rund 46,70 Millionen Euro auf 43,01 Millionen Euro.
Davon entfielen allein 36,40 Millionen Euro auf technische Anlagen und Maschinen.
Weitere rund 6,18 Millionen Euro wurden als Grundstücke und Bauten einschließlich der Bauten auf fremden Grundstücken ausgewiesen.
Im Geschäftsjahr wurde aufgrund einer vertraglichen Verpflichtung zudem eine Ausgleichsfläche für etwa 520.000 Euro erworben.
Bilanzsumme sinkt um mehr als fünf Millionen Euro
Die Bilanzsumme ging von rund 60,12 Millionen Euro auf 55,00 Millionen Euro zurück.
Der Rückgang um etwa 5,12 Millionen Euro ist vor allem auf die Abschreibungen, den Abgang der zuvor bilanzierten Projektkosten für die Windparkerweiterung und den Abbau der Bankdarlehen zurückzuführen.
Im Vorjahr waren noch unfertige Leistungen von rund 1,58 Millionen Euro ausgewiesen worden. Diese betrafen Kosten für das Erweiterungsprojekt Emlichheim 2.
Nach der Übertragung des Projekts und der Zahlung einer Entschädigung wurden diese Vermögenswerte vollständig ausgebucht.
Fast zehn Millionen Euro auf den Bankkonten
Die Gesellschaft verfügte zum Jahresende über außergewöhnlich hohe liquide Mittel.
Die Bankguthaben stiegen von rund 9,68 Millionen Euro auf knapp 9,98 Millionen Euro.
Damit hielt der Windpark fast ein Fünftel seiner gesamten Bilanzsumme in liquider Form.
Die hohe Liquiditätsreserve verschafft der Gesellschaft einen erheblichen finanziellen Spielraum. Sie dient unter anderem der Bedienung von Darlehen, der Finanzierung laufender Betriebskosten und möglichen Auszahlungen an die Gesellschafter.
Der betriebsbedingte Cashflow betrug 2025 rund 6,76 Millionen Euro. Damit lag er allerdings deutlich unter dem Vorjahreswert von 9,53 Millionen Euro.
Auch das Working Capital verringerte sich von rund 6,32 Millionen Euro auf 3,73 Millionen Euro.
Bankschulden deutlich zurückgeführt
Besonders positiv entwickelte sich die Darlehensbelastung.
Die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten sanken von rund 31,65 Millionen Euro auf 27,78 Millionen Euro.
Damit wurden innerhalb eines Jahres knapp 3,87 Millionen Euro an Bankschulden abgebaut.
Rund 3,87 Millionen Euro der Darlehen sind innerhalb eines Jahres fällig. Weitere 23,91 Millionen Euro haben eine längere Laufzeit. Davon laufen etwa 9,60 Millionen Euro noch mehr als fünf Jahre.
Die Darlehen sind umfassend besichert. Zu den Sicherheiten gehören unter anderem die zwölf Enercon-Anlagen, die Parkverkabelung, Nutzungsrechte an den Projektgrundstücken, verschiedene Projektverträge, Konten der Gesellschaft und Steuererstattungsansprüche.
Die Gesellschaft erklärt, dass ihr Anlagevermögen vollständig durch Eigenkapital oder langfristiges Fremdkapital finanziert wird. Damit besteht aus bilanzieller Sicht eine fristenkongruente Finanzierung.
Zinssicherung gegen steigende Belastungen
Für einen Teil der langfristigen Finanzierung hat die Gesellschaft bereits 2018 ein Zinssicherungsgeschäft abgeschlossen.
Betroffen ist ein variabel verzinstes KfW-Darlehen mit einem geplanten Restbetrag von rund 8,43 Millionen Euro zum September 2027.
Der variable Zinssatz setzt sich aus dem Drei-Monats-Euribor und einer Bankenmarge zusammen. Um das Risiko steigender Zinsen zu begrenzen, wurde ein Swapgeschäft abgeschlossen.
Dadurch wird der variable Euribor wirtschaftlich gegen einen festen Zinssatz getauscht. Darlehen und Zinsswap bilden bilanziell eine Bewertungseinheit. Im Ergebnis verhält sich die Finanzierung weitgehend wie ein Festzinsdarlehen.
Die Zinsaufwendungen sanken 2025 von knapp 660.000 Euro auf rund 612.000 Euro.
Eigenkapital sinkt trotz Millionenüberschuss
Das bilanzielle Eigenkapital verringerte sich von rund 25,09 Millionen Euro auf etwa 22,66 Millionen Euro.
Die Eigenkapitalquote beträgt damit weiterhin solide rund 41 Prozent.
Der Rückgang trotz des Jahresüberschusses erklärt sich durch Bewegungen auf den Verrechnungskonten der Gesellschafter. Diese weisen Ende 2025 einen negativen Betrag von rund 6,58 Millionen Euro aus, nach minus 4,15 Millionen Euro im Vorjahr.
Die festen Kapitalkonten und Kapitalsonderkonten blieben dagegen unverändert.
Die Gesellschaft verfügt über feste Kapitaleinlagen von insgesamt mehr als 28 Millionen Euro, wenn Kapitalkonten I, Kapitalkonten II und Kapitalsonderkonten zusammen betrachtet werden.
Kommunen erhalten Geld aus dem Windparkbetrieb
Der Windpark beteiligt die umliegenden Kommunen freiwillig nach den Regelungen des Paragrafen 6 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes an den erzeugten Strommengen.
Für das Betriebsjahr 2025 wurden rund 203.000 Euro an die Standortgemeinden gezahlt.
Da die Marktpreise in sieben von zwölf Monaten über dem gesetzlichen Vergütungswert lagen, erwartet die Gesellschaft lediglich eine Erstattung von rund 74.000 Euro durch den Netzbetreiber.
Die kommunale Beteiligung soll dazu beitragen, dass Städte und Gemeinden unmittelbar finanziell vom Betrieb der Windenergieanlagen profitieren. Damit sollen zugleich die regionale Akzeptanz und die wirtschaftliche Teilhabe vor Ort gestärkt werden.
Aus den bestehenden Verträgen entstehen bis zum Jahr 2038 finanzielle Verpflichtungen von insgesamt rund 2,86 Millionen Euro.
Langfristige Pacht- und Wartungsverträge
Neben den bilanzierten Verbindlichkeiten bestehen umfangreiche langfristige Zahlungsverpflichtungen.
Aus Pachtverträgen ergeben sich bis mindestens 2039 Verpflichtungen von insgesamt rund 5,41 Millionen Euro.
Für Wartungsverträge der zwölf Anlagen werden Mindestverpflichtungen von rund 396.000 Euro ausgewiesen.
Zusätzlich erhält die Betriebsführung eine Vergütung von 1,35 Prozent der Umsatzerlöse, die seit 2019 jährlich indexiert wird.
Solche langfristigen Vertragsbindungen schaffen einerseits Planungssicherheit und gewährleisten den technischen Betrieb. Andererseits führen sie dazu, dass erhebliche Kosten auch dann anfallen, wenn die Stromproduktion aufgrund schwacher Windverhältnisse sinkt.
Vergütungen von mehr als 218.000 Euro
Im Geschäftsjahr wurden Vergütungen von insgesamt rund 218.500 Euro an acht Begünstigte gezahlt.
Davon entfielen knapp 148.000 Euro auf die variable Geschäftsführungsvergütung der BVT Holding GmbH & Co. KG.
Die Komplementärgesellschaft erhielt eine variable Haftungsvergütung von rund 8.900 Euro. Für die Betreuung der Verpächter wurden weitere rund 43.700 Euro gezahlt.
Die drei Mitglieder des Beirats erhielten zusammen feste Vergütungen von 10.000 Euro. Der Beteiligungstreuhänder bekam rund 7.900 Euro.
Darüber hinaus zahlte die Gesellschaft eine vertragliche Überschussbeteiligung von insgesamt rund 105.500 Euro.
Erweiterung in separate Gesellschaft übertragen
Die geplante Erweiterung des Windparks um sechs zusätzliche Anlagen wird nicht mehr von der bisherigen Gesellschaft umgesetzt.
Das Vorhaben wurde in die BVT Windpark Emlichheim 2 GmbH & Co. KG ausgegliedert. Für die neuen Anlagen liegen seit September 2024 die immissionsschutzrechtlichen Genehmigungen vor.
Die Errichtung ist nach Angaben im Lagebericht bereits weit fortgeschritten, die Inbetriebnahme soll kurz bevorstehen.
Für den bestehenden Windpark reduziert die rechtliche Trennung das unmittelbare Bau- und Finanzierungsrisiko. Dennoch bestehen noch mögliche Risiken im Zusammenhang mit vertraglich vereinbarten Kompensationen und Anlagenrabatten.
Ein vollständiges Scheitern des Erweiterungsprojekts hält die Geschäftsführung angesichts des fortgeschrittenen Bauzustands jedoch für unwahrscheinlich.
EEG-Vergütung schützt vor Preisverfall
Die Stromerlöse des bestehenden Windparks sind durch die gesetzlichen Vergütungsmechanismen des EEG nach unten abgesichert.
Elf der zwölf Anlagen erhalten feste anzulegende Werte. In regelmäßigen Abständen wird geprüft, wie die tatsächlichen Erträge im Verhältnis zum Referenzertrag ausfallen. Daraus ergibt sich unter anderem die Dauer der erhöhten Förderung.
Die letzte Prüfung ergab eine durchschnittliche Förderdauer von 18,22 Jahren. Im ursprünglichen Prospekt waren lediglich 16 Jahre angenommen worden.
Für eine verspätet in Betrieb genommene Anlage gilt ein anderes Fördermodell. Bei dieser Anlage wurde der Vergütungssatz nach einer erneuten Standortbewertung von 6,28 Cent auf 6,78 Cent je Kilowattstunde angehoben.
Der Grund war eine schlechtere Standortqualität als ursprünglich angenommen. Unter anderem waren in früheren Berechnungen Abschaltungen zum Schutz von Fledermäusen nicht vollständig berücksichtigt worden.
Chancen durch höhere Strompreise
Zusätzliche Erlöschancen entstehen, wenn die Marktpreise über den gesetzlich abgesicherten Vergütungswert steigen.
Für das vierte Quartal 2026 und das erste Quartal 2027 hat die Gesellschaft bereits Fixpreisvereinbarungen zu Preisen von mehr als 90 Euro je Megawattstunde abgeschlossen.
Nach Darstellung des Unternehmens entspricht dies einem Aufschlag von etwa 19 Euro je Megawattstunde gegenüber dem gesetzlichen Wert.
Diese Verträge ermöglichen kalkulierbare Mehrerlöse und schützen zugleich vor kurzfristigen Preisschwankungen.
Für das Jahr 2027 soll die Direktvermarktung des Stroms neu ausgeschrieben werden.
Cyberangriffe und Herstellerabhängigkeit bleiben Risiken
Der Lagebericht widmet sich ausführlich möglichen Gefahren für den künftigen Betrieb.
Als Risiko wird unter anderem die starke Abhängigkeit vom Hersteller Enercon genannt. Dieser ist nicht nur Lieferant der Anlagen, sondern übernimmt im Rahmen langfristiger Vollwartungsverträge auch die Wartung und den Austausch großer Komponenten.
Ein Ausfall oder eine Insolvenz des Herstellers wird derzeit zwar nicht als akute Gefahr betrachtet. Dennoch könnten in einem solchen Fall höhere Wartungskosten und eine eingeschränkte Verfügbarkeit von Ersatzteilen entstehen.
Auch Cyberangriffe auf Steuerungs- und Kommunikationssysteme werden als wachsendes Risiko betrachtet.
Im Jahr 2022 war die Satellitenkommunikation von Enercon durch einen Angriff beeinträchtigt worden. Die Anlagen des Windparks Emlichheim waren davon nach Angaben der Gesellschaft nicht betroffen.
Künftig sollen IT-Sicherheit, redundante Kommunikationssysteme, Notfallkonzepte und regelmäßige Sicherheitsprüfungen weiter gestärkt werden. Die Geschäftsführung weist allerdings darauf hin, dass daraus zusätzliche Kosten entstehen können.
Wirtschaftsprüfer erteilen uneingeschränkten Bestätigungsvermerk
Der Jahresabschluss und der Lagebericht wurden von der MT TREUHAND München GmbH geprüft.
Die Wirtschaftsprüfer kamen zu dem Ergebnis, dass der Abschluss den gesetzlichen Anforderungen entspricht und ein zutreffendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage vermittelt.
Auch die Darstellung der Chancen und Risiken im Lagebericht wurde nicht beanstandet.
Darüber hinaus bestätigten die Prüfer, dass Gewinne, Verluste, Einlagen und Entnahmen ordnungsgemäß den einzelnen Kapitalkonten zugeordnet wurden.
Der Jahresabschluss wurde am 24. Juni 2026 festgestellt.
Windarmes Jahr, aber keine wirtschaftliche Krise
Die Bilanz des Windparks Emlichheim zeigt, wie stark wetterbedingte Schwankungen die wirtschaftlichen Ergebnisse von Windenergieprojekten beeinflussen können.
Der Umsatz sank um fast ein Viertel, der betriebliche Cashflow ging deutlich zurück und der Jahresüberschuss fiel um rund 1,4 Millionen Euro.
Dennoch kann von einer wirtschaftlichen Krise keine Rede sein.
Die Gesellschaft erwirtschaftete weiterhin einen Millionengewinn, verfügte über fast zehn Millionen Euro Liquidität und reduzierte ihre Bankschulden deutlich. Die technische Verfügbarkeit lag bei mehr als 99 Prozent, während die Eigenkapitalquote weiterhin über 40 Prozent betrug.
Entscheidend für die kommenden Jahre wird bleiben, ob sich die Windverhältnisse normalisieren und zusätzliche Erlöse aus der Direktvermarktung realisiert werden können.
Die gesetzliche EEG-Förderung bietet dabei eine stabile Untergrenze. Fixpreisverträge oberhalb des Förderwertes könnten zusätzliche Erträge ermöglichen.
Der Jahresabschluss 2025 macht damit vor allem eines deutlich: Auch ein technisch hervorragend laufender Windpark kann sich dem Wetter nicht entziehen. Die finanzielle Struktur des Windparks Emlichheim erscheint jedoch stark genug, um selbst ein außergewöhnlich windschwaches Jahr mit einem Gewinn von mehr als drei Millionen Euro zu überstehen.
