7 K 1697/06.KS

Leitsatz: Der Abstand des 3-fachen Rotordurchmessers stellt keinen absoluten Mindestabstand dar, bei dessen Unterschreitung der Zubau einer Windkraftanlage unzulässig ist. Denn ein solcher Mindestabstand kann im Wege der Risiko- und Interessenabwägung nur durch Gesetz (ggf. durch Bebauungsplan), nicht aber durch richterliche Rechtsauslegung des Begriffs der schädlichen Umwelteinwirkungen in § 3 Abs. 1 BImSchG festgesetzt werden. Auch bei Unterschreitung des Abstandes des 3-fachen Rotordurchmessers ist daher eine Windkraftanlage zuzulassen, wenn der individuelle Standsicherheitsnachweis erbracht wird. Die Klage wird abgewiesen. Die Kosten des Verfahrens hat die Klägerin zu tragen. Die Berufung wird zugelassen. Das Urteil ist hinsichtlich der Kosten vorläufig vollstreckbar. Die Klägerin kann die Vollstreckung durch Sicherheitsleistung in Höhe der festzusetzenden Kosten abwenden, falls der Beklagte nicht Sicherheit in entsprechender Höhe leistet. Das Gericht konnte gemäß § 101 Abs. 2 VwGO im schriftlichen Verfahren entscheiden, da die Beteiligten nach der am 28.04.2009 durchgeführten mündlichen Verhandlung mit Schriftsätzen vom 28.08., sowie 08. bzw. 22.09.2009 auf weitere mündliche Verhandlung verzichtet haben. Die Klage ist als Anfechtungsklage gegen den Genehmigungsbescheid vom 11.04.2006 zulässig. Da der Bescheid der Klägerin nicht bekanntgegeben wurde, konnte sie jedenfalls innerhalb eines Jahres nach Baubeginn der genehmigten Anlage Klage erheben. Da mit dem Bau offensichtlich nicht vor Erteilung der Genehmigung begonnen wurde, war dieser Zeitraum bei Klageerhebung am 17.10.2006 noch nicht verstrichen. Eines Vorverfahrens bedurfte es gemäß § 16a Abs. 2 Satz 1 Hessisches Ausführungsgesetz zur VwGO nicht, da der Genehmigungsbescheid vom Regierungspräsidium erlassen worden ist. Die Klage ist jedoch nicht begründet, da die Klägerin als Drittbetroffene durch die der Beigeladenen erteilte Genehmigung nicht in ihren Rechten verletzt wird. Bei der Anlage der Beigeladenen handelt es sich um eine Windkraftanlage mit einer Gesamthöhe von mehr als 50 m, für die gemäß § 4 Abs. 1 Satz 3 BImSchG i. V. m Nr. 1.6 Spalte 2 des Anhangs zur 4. BImschV ein Genehmigungsverfahren nach §§ 4 ff. BImschG durchzuführen ist. Sie hat damit u. a. die in § 5 Abs. 1 Nr. 1 BImSchG gestellten Anforderungen zu erfüllen, wonach genehmigungsbedürftige Anlagen so zu errichten und zu betreiben sind, dass schädliche Umwelteinwirkungen, sonstige Gefahren bzw. erhebliche Nachteile für die Allgemeinheit und die Nachbarschaft nicht hervorgerufen werden können. Dabei gehören zu der in § 5 Abs. 1 Nr. 1 BImSchG geschützten Nachbarschaft auch die Windkraftanlagen der Klägerin, so dass diese in dem vom Beklagten durchgeführten Genehmigungsverfahren die Einhaltung dieser Bestimmung beanspruchen kann. Das Gericht gelangt jedoch zu der Überzeugung, dass von der Anlage der Beigeladenen so, wie sie am 11.04.2006 genehmigt worden ist, keine schädlichen Umwelteinwirkungen, sonstigen Gefahren oder erhebliche Nachteile für die Windkraftanlagen der Klägerin ausgehen. Die vom Rotor der Windkraftanlage der Beigeladenen erzeugten Turbulenzen wirken unstreitig auf zumindest zwei Windkraftanlagen der Klägerin ein und erhöhen die Belastungen, denen diese Anlagen im Dauerbetrieb ausgesetzt sind. Bei dieser Einwirkung handelt es sich jedoch nicht um schädliche Umwelteinwirkungen nach der hierfür in § 3 Abs. 1 BImSchG gegebenen Definition, nämlich um Immissionen, die nach Art, Ausmaß und Dauer geeignet sind, Gefahren, erhebliche Nachteile oder erhebliche Belästigungen herbeizuführen. Hiernach ist mithin nicht jegliche Immission relevant, sondern es sind es nur solche Immissionen, die nach Art, Ausmaß und Dauer erheblich sind. Die Erheblichkeit wird in einer situationsbezogenen Abwägung mit dem Ziel des Ausgleichs widerstreitender Interessen festgestellt (vgl. BVerwG, U.v. 19.01.1989 - 7 C 77.87 - BVerwGE 81, S. 197ff. = BauR 1989, S. 172 ff. = NJW 1989, S. 1291 ff; Schulte in Giesberts/Reinhardt, Beck-Online-Kommentar Umweltrecht, 2007, § 3 BImschG Rdn. 43 f.; Dietlein in Landmann/Rohmer, Umweltrecht Bd. I, 2003, § 5 BImSchG Rdn. 55). Dabei sind im Verhältnis benachbarter Grundstücke bzw. Anlagen zueinander grundsätzlich nur solche Immissionen erheblich, welche auch ein ziviles Abwehrrecht nach § 906 Abs. 1 BGB begründen (BVerwG, U.v. 29.04.1988 - 7 C 33.87 - BVerwGE 79, S. 254 ff. = NJW 1988, S. 2396 ff.; U.v. 19.01.1989, aaO.; B.v. 03.05.1996 - 4 B 50/96 - NVwZ 1996, S. 1001 ff. = BauR 1996, S. 678 ff.; Jarass, BImSchG , 7. Aufl., § 3 Rdn. 48). Nach diesen Grundsätzen geht die Rechtsprechung (vgl. insbesondere OVG Münster, Beschlüsse v. 24.01.2000 - 7 B 2180/99 - NVwZ 2000, S. 1064 ff. = BRS 63, Nr. 149 sowie v. 01.02.2000 - 10 B 1831/99 - BRS 63, Nr. 150 und v. 09.07.2003 - 7 B 949/03 - BauR 2003, S. 1712 ff. = BRS 66, Nr. 138) davon aus, dass der Betreiber einer Windkraftanlage nicht darauf vertrauen kann, dass er den bestehenden örtlichen Windverhältnissen auf Dauer unverändert ausgesetzt bleibt, sondern von vornherein damit rechnen muss, dass weitere Windparkanlagen aufgestellt werden, die seiner Anlage nicht nur Wind nehmen, sondern diesen auch in seiner Qualität verändern. Dies gilt vorliegend auch für den Standort der Windkraftanlagen der Klägerin und der der Beigeladenen, da diese gemäß § 35 Abs. 1 Nr. 5. Baugesetzbuch (BauGB) im Außenbereich privilegiert sind, innerhalb eines im Regionalplan Nordhessen 2000 ausgewiesenen Vorranggebiets für Windenergie liegen und sich in der Nachbarschaft bereits mehrere Windkraftanlagen befinden. Das OVG Münster nimmt in den zitierten Beschlüssen die Interessenabwägung dahin gehend vor, dass der Betreiber einer vorhandenen Anlage hinzukommende Anlagen im Abstand ab 5 Rotordurchmessern grundsätzlich hinnehmen und sich auf die dadurch eintretende Situation einstellen müsse, ein Abstand von weniger als 3 Rotordurchmessern im Hinblick auf die Standsicherheit dagegen grundsätzlich nicht zuzulassen sei (vgl. insbesondere B.v. 09.07.2003 a.a.O. - ebenso: VG Stade, B.v. 22.11.2005 - 2 B 1630/05 - juris). Dies ist für den vorliegenden Fall insofern von Bedeutung, als zwischen der genehmigten WEA 21 und der WEA 4 der Abstand des dreifachen Rotordurchmessers (70 m x 3 = 210 m) um 2 m unterschritten wird. In den zitierten Beschlüssen vom 24.01. und 01.02.2000 bezieht sich das OVG Münster zur Begründung seiner Aussage auf ein Schreiben des Ministeriums für Bauen und Wohnen des Landes Nordrhein-Westfalen vom 09.11.1999, welches wiederum auf eine Stellungnahme des Germanischen Lloyd verweist, derzufolge ein Abstand von weniger als dem Dreifachen des Rotordurchmessers im Hinblick auf die Standsicherheit als gefährlich einzustufen sei. Dementsprechend wurde in einem Windenergie-Erlass des Landes Nordrhein-Westfalen vom 03.05.2002 (MBl. NRW 2002, S. 742) bestimmt, dass ein Abstand von weniger als 3 Rotordurchmessern grundsätzlich nicht zuzulassen sei. Auf diesen Erlass beziehen sich sodann die zitierten Beschlüsse des OVG Münster vom 09.07.2003 und des VG Stade vom 22.11.2005. An die Stelle des Erlasses vom 03.05.2002 sind jedoch inzwischen die "Grundsätze für Planung und Genehmigung von Windkraftanlagen" - WKA-Erl. - (Gemeinsamer Runderlass der Ministerien für Bauen und Verkehr, für Umwelt und Naturschutz sowie für Wirtschaft, Mittelstand und Energie des Landes Nordrhein-Westfalen) vom 21.10.2005 getreten, mit welchen der Erlass vom 03.05.2002 aufgehoben wurde. In dem WKA-Erl. vom 21.10.2005 wird (in Abschnitt 5.3.2) hinsichtlich des Nachweises der Standsicherheit und des hierfür notwendigen Abstandes, den Windkraftanlagen untereinander einzuhalten haben, auf die "Richtlinie für Windenergieanlagen - Einwirkungen und Standsicherheitsnachweise für Turm und Gründung", Fassung März 2004, des Deutschen Instituts für Bautechnik (im Folgenden: DIBt-Richtlinie 2004) in Verbindung mit der DIN EN 61400-1 verwiesen. Für Anlagen, die noch nach der früheren Fassung der DIBt-Richtlinie vom Juni 1993, überarbeitete Auflage 1995, (im Folgenden: DIBt-Richtline 1993/95) ausgelegt sind - und hierzu gehören die von der Klägerin betriebenen WEA 3 und 4 -, gilt nach dem WKA-Erl. vom 21.10.2005 weiterhin, dass bei Abständen von weniger als 5 Rotordurchmessern Auswirkungen auf die Standsicherheit der Anlagen zu erwarten sind und der Antragsteller der hinzukommenden Anlage mittels Gutachtens nachzuweisen hat, dass die Standsicherheit nicht beeinträchtigt ist. Von einem Mindestabstand von 3 Rotordurchmessern ist hier nicht mehr die Rede, so dass hiernach hinzukommende Anlagen auch in einem geringeren Abstand zugelassen werden können, soweit durch Gutachten der individuelle Standsicherheitsnachweis erbracht wird. Unter Hinweis auf den WKA-Erl. vom 21.10.2005 hat das VG Schleswig (U.v. 11.12.2008 - 12 A 10/07 - juris) bei einem Rotordurchmesser von 71 m einen Abstand von 165 m für zulässig gehalten, nachdem der individuelle Standsicherheitsnachweis erbracht worden war. Die DIBt-Richtline 1993/95 enthält zudem keinerlei Angaben über Mindestabstände, welche Windkraftanlagen wegen der Turbulenzeinflüsse im Nachlauf ihres Rotors einzuhalten haben. Die DIBt-Richtlinie 2004 enthält in Abschnitt 6.3.3 Angaben zu den Einflüssen benachbarter baulicher Anlagen auf die Windlasten. Hiernach ist standortspezifisch zu untersuchen, ob durch lokale Turbulenzerhöhungen infolge der Einflüsse benachbarter Windenergieanlagen eine höhere Turbulenzintensität vorliegt als die, die der Auslegung der benachbarten Anlagen zu Grunde liegt. In diesem Falle werden erneute Nachweise für maschinentechnische Teile der Windenergieanlage gefordert. Ein Mindestabstand ist hier mithin ebenfalls nicht vorgesehen, sondern es kommt auf den individuellen Nachweis an. Im Übrigen verweist die DIBt-Richtlinie 2004 hinsichtlich der Einwirkungen auf die gesamte Windenergieanlage und der Sicherheitsanforderungen an die Maschine (denn vorrangig befasst sich die DIBt-Richtlinie nur mit dem Turm und der Gründung) auf die DIN EN 61400-1, die jedoch ebenfalls keine Mindestabstände vorsieht. Der Sachverständige ... ... von …hat in einer Stellungnahme vom 27.05.2009 gegenüber der Beigeladenen, die von dieser in das Verfahren eingebracht wurde (Bl. 218 - 220 d. A.), die Bedeutung der Abstände von 3 bzw. 5 Rotordurchmessern erläutert: Die vom Rotor einer Windenergieanlage erzeugte Nachlaufströmung könne in einen Nahbereich ("near-wake"), einen Übergangsbereich sowie einen Fernbereich ("far-wake") unterteilt werden, wobei der Nahbereich bis zu einem Abstand des 2-3-fachen Rotordurchmessers reiche und der Fernbereich ab einem Abstand des 5-6-fachen Rotordurchmessers beginne. Im Nahbereich weite sich die Nachlaufströmung solange aus, bis der Druckpegel innerhalb der Nachlaufströmung dem der umgebenden Luftströmung entspreche. Innerhalb des 2-3-fachen Rotordurchmessers ergebe sich ein Zustand, der durch die vollständige Ausbildung des Windgeschwindigkeitsdefizits gekennzeichnet sei und bis zu dem sich die Nachlaufströmung vollständig "entwickelt" habe. Im weiteren Verlauf werde die Turbulenz hauptsächlich durch die radiale Scherung erzeugt, und die Einflüsse im Kern (in der Mitte) der Nachlaufströmung ließen nach. Aufgrund dieser signifikanten Änderung der Nachlaufströmung in einem Abstand bis zum 2-3-fachen Rotordurchmesser solle dieser Bereich in der Planung soweit wie möglich vermieden werden. Es sei an dieser Stelle aber darauf hinzuweisen, dass die Übergänge fließend seien. Die Änderungen der Turbulenzbedingungen im Nachlauf der Windenergieanlage seien fortlaufend; eine scharfe Trennung der drei Bereiche (Nahbereich, Übergangsbereich und Fernbereich) sei nicht möglich. Deshalb existiere kein fest definierter Mindestabstand. Die Einwirkung der im Nachlauf des Rotors verursachten Turbulenz auf eine benachbarte, im Lee der Rotorströmung liegende Windenergieanlage wird allgemein nach einem von Sten Frandsen entwickelten Verfahren ermittelt, welches auch die DIBt-Richtlinie 2004 in Abschnitt 6.3.3. vorsieht und in ihrem Anhang A darstellt (nachdem in Anhang A die Herkunft des Verfahrens nicht erwähnt wird, hat der Sachverständige ... dem erkennenden Einzelrichter auf tel. Rückfrage bestätigt, dass es sich bei dem in Anhang A der DIBt-Richtlinie 2004 dargestellten Verfahren um das Verfahren Frandsen handelt). Der Sachverständige ... führt in seiner Stellungnahme vom 27.05.2009 hierzu weiter aus, in der Arbeit von Sten Frandsen werde darauf hingewiesen, dass die Unsicherheit bei der Anwendung von Berechnungsmodellen im Nahbereich der Nachlaufströmung zunehme. Hieraus lasse sich jedoch kein "hartes" und ausschließendes Kriterium definieren; vielmehr sei der Minimalabstand des 3-fachen Rotordurchmessers als Anhaltswert zu verstehen, der nach Möglichkeit nicht signifikant unterschritten werden solle. Bezogen auf den vorliegenden Fall sei es somit unerheblich, ob der Abstand zweier benachbarter Windenergieanlagen dem 2,97- fachen oder dem 3-fachen Rotordurchmesser entspreche, zumal diese marginale Abweichung im Rahmen der technischen Toleranzen der Berechnung liege und keine nennenswerten Auswirkungen auf das Untersuchungsergebnis habe. Die Unsicherheiten bei der Anwendung des Frandsen-Modells beruhten auf den besonderen Verhältnissen im Nahbereich der Nachlaufströmung, dessen exakte Ausdehnung nicht definiert sei. Frandsen empfehle lediglich, bei Abständen von weniger als dem 3-fachen Rotordurchmesser Vorsicht walten zu lassen, da mit geringeren Abständen die Gefahr ansteige, dass sich die Anlage im Nahbereich der Nachlaufströmung befinde. Unter Berücksichtigung dieses theoretischen Hintergrunds sei mit keiner überdurchschnittlichen Zunahme der Unsicherheit zu rechnen, sofern der Abstand des 3-fachen Rotordurchmessers - wie vorliegend - nur marginal unterschritten werde. Nach diesen Ausführungen stellt der Abstand des 3-fachen Rotordurchmessers einen Wert dar, ab dem erfahrungsgemäß mit einer Auswirkung des "schädlichen" Nahbereichs der Nachlaufströmung nicht mehr zu rechnen ist. Da sich jedoch das Ende des Nahbereichs nicht auf den Meter genau bestimmen lässt und der Nahbereich auch nicht abrupt abbricht, sondern seine Wirkung allmählich nachlässt, kann davon ausgegangen werden, dass sich die Verhältnisse sowie die Verlässlichkeit der zu den Standortbedingungen getroffenen Feststellungen im Abstand von 208 m nicht wesentlich von denen im Abstand von 210 m unterscheiden. Die von der Klägerin des Weiteren für die Verbindlichkeit des 3-fachen Rotordurchmessers als Mindestabstand zitierten Entscheidungen vermitteln keine gegenteiligen Erkenntnisse. Das Urteil des OVG B-Stadt (v. 03.05 2006 - 1 KN 58/05 - BauR 2007, S. 329 ff. = BRS 70, Nr. 41) ist im Normenkontrollverfahren gegen einen Bebauungsplan ergangen (näheres s. u.). Das VG Leipzig (B.v. 12.07.2007 - 6 K 419/07 - NVwZ 2008, S. 346 ff.) und das VG Frankfurt/Oder (B.v. 10.09.2008 - 5 L 127/08 - juris) beziehen sich auf die zuvor zitierte Rechtsprechung des OVG Münster. Das VG Leipzig verweist des weiteren auf einen Erlass des Landes Sachsen, der - in Anlehnung an den, im Zeitpunkt der Entscheidung aber bereits aufgehobenen, NRW-Erlass vom 03.05.2002 - Abstände von weniger als dem 3-fachen Rotordurchmesser nicht zulässt. In beiden Verfahren lag der Abstand der Anlagen zwischen dem 3-fachen und dem 5-fachen Rotordurchmesser, so dass die Frage des Mindestabstands nicht entscheidungserheblich war. Vielmehr stellten die Gerichte jeweils auf den individuellen Standsicherheitsnachweis ab, den das VG Leipzig für erbracht und das VG Frankfurt/Oder nicht für erbracht ansah. Da jedoch die nach dem Stand der Technik anerkannten und angewendeten Verfahren sowohl zur Bestimmung der im Nachlauf des Rotors erzeugten Turbulenzen, als auch zur Bestimmung der am Standort vorhandenen natürlichen Umgebungsturbulenz - worauf im folgenden noch näher einzugehen sein wird - mit gewissen Unsicherheiten behaftet sind, fragt es sich, ob das mit diesen Unsicherheiten einhergehende Risiko im Wege der Interessenabwägung zwischen dem Betreiber einer vorhandenen Anlage und dem Bauwilligen einer hinzukommenden Anlage durch die Festlegung eines Mindestabstands als absolutem Grenzwert aufzuteilen ist. Würde man derart dem Bauwilligen durch richterliche Auslegung des unbestimmten Rechtsbegriffs "schädliche Umwelteinwirkungen" in § 3 Abs. 1 BImSchG etwa den Abstand des 3-fachen Rotordurchmessers als absolute Untergrenze entgegenhalten, obwohl er den individuellen Standfestigkeitsnachweis erbracht hat, dann wäre dies jedoch nach Auffassung des erkennenden Einzelrichters ein unzulässiger Eingriff in die durch Art. 14 GG geschützte Baufreiheit - und zwar auch dann, wenn man berücksichtigt, dass damit das Eigentum an der vorhandenen Anlage geschützt werden soll. Denn deren Schutzwürdigkeit müsste konkret festgestellt werden. Eine solche Risikoverteilung kann daher - mit Rücksicht auf den Gesetzesvorbehalt des Art. 14 Abs. 1 Satz 2 GG - nur der Gesetzgeber durch Bestimmung eines Mindestabstands vornehmen. Das OVG B-Stadt hat in dem zitierten Urteil (v. 03.05.2006, a.a.O.) die Festsetzung des 3-fachen Rotordurchmessers als Mindestabstand in einem Bebauungsplan für zulässig befunden. Da ein Mindestabstand aber weder durch Gesetz, noch am vorliegenden Standort durch Festsetzungen eines Bebauungsplans bestimmt ist, muss hier dem Bauwilligen zugestanden werden, dass er den konkreten Nachweis der "Unschädlichkeit" erbringt. Diesen Nachweis hat die Beigeladene vorliegend durch das Gutachten …vom 05.03.2007 zur Überzeugung des Gerichts erbracht. Die Standsicherheit der Anlagen der Klägerin ist dann im Einklang mit §§ 3 Abs. 1, 5 Abs. 1 Nr. 1 BImSchG gewährleistet, wenn diejenigen Belastungen, für welche die Anlage im Dauerbetrieb ausgelegt ist und die der Typenprüfung und Typenzulassung zugrunde liegen, nicht überschritten werden. Windkraftanlagen werden so konstruiert, dass bei Einhaltung der Betriebsfestigkeitslasten, für die sie ausgelegt sind, eine 20-jährige Betriebsdauer erwartet werden kann. Werden die Lasten, für welche die Anlage ausgelegt ist, im Dauerbetrieb überschritten, dann sind eine vorzeitige Materialermüdung und das Auftreten von Schäden bereits während der konzipierten Betriebsdauer zu erwarten. Erhöhen dagegen die Turbulenzen einer benachbarten Anlage die Lasten im Dauerbetrieb, ohne dass dadurch die Auslegungslast der betroffenen Anlage überschritten wird, dann wirkt sich dies im Zweifel zwar auf die Störanfälligkeit und Lebensdauer der betroffenen Anlage aus. Diese, sich noch im Rahmen der Auslegungslast haltende, Beeinträchtigung ist jedoch im Zuge der Abgrenzung der Risikobereiche benachbarter Windkraftanlagen hinzunehmen. Weil der Betreiber einer Windkraftanlage grundsätzlich - jedenfalls dort, wo diese nach Planungsrecht dem Grunde nach zulässig sind - mit dem Hinzutreten weiterer Windkraftanlagen in seiner Nachbarschaft rechnen muss, erschöpft sich seine eigentumsrechtlich und immissionsschutzrechtlich geschützte Rechtsposition darin, dass er seine Anlagen unter Einhaltung ihrer Auslegungslasten betreiben kann. Vorteile, die ihm ein „Schonbetrieb“ unterhalb der Schwelle der Auslegungslast bieten mag, sind nicht nach §§ 3 Abs. 1, 5 Abs. 1 Nr. 1 BImSchG geschützt. Diese Güterabwägung ist vergleichbar damit, dass sich die Schutzwürdigkeit vor Immissionen, und damit deren Erheblichkeit, u. a. nach dem Gebietscharakter richtet, wobei der Außenbereich - bei Fehlen planungsrechtlicher Einschränkungen - ein für Windkraftanlagen privilegiertes Gebiet darstellt. Im Gutachten vom 05.03.2007 vergleicht …die Betriebsfestigkeitslasten, für welche die Bauteile der Anlagen im Dauerbetrieb von 20 Jahren ausgelegt sind, mit den Lasten, welchen die Anlagen am Standort ausgesetzt sind, und kommt zu dem Ergebnis, dass am Standort keine höheren Lasten auftreten als diejenigen, für welche die Anlagen im Zuge ihrer Typprüfung ausgelegt sind. …konnte diese Berechnungen vornehmen, weil die Firma an der Typprüfung und Zertifizierung der beteiligten Anlagentypen Enercon-E66/18.70 und Nordex S70 beteiligt war, und deshalb über die entsprechenden Konstruktionsdaten verfügt. Diese Daten liegen …offenbar nicht vor, so dass dort eine entsprechende Berechnung nicht durchgeführt werden konnte. …räumt dementsprechend auch ein, "dass eine detaillierte Lastrechnung im Vergleich zum verwendeten Verfahren grundsätzlich geringere Abstände zwischen den betrachteten WEA ermöglicht". …hat gegenüber dem erkennenden Einzelrichter in einem anderen Verwaltungsstreitverfahren dargelegt, dass man gegenüber den Herstellerfirmen verpflichtet sei, die Konstruktionsdaten vertraulich zu behandeln, so dass …die dort vorgenommenen Lastrechnungen nicht offenlegt, und diese somit nicht von Dritten nachgerechnet werden können. Dessen ungeachtet hält das Gericht das Gutachten von …für verwertbar. Dort, wo dem Gericht der Sachverstand fehlt, um entscheidungserhebliche Sachverhalte feststellen bzw. bewerten zu können, muss es Sachverständige zu Rate ziehen und muss sich dann - mangels eigener Sachkunde - auch auf die Aussagen der Sachverständigen verlassen. „Verlässlich“ sind diese Aussagen für das Gericht dann, wenn der Sachverständige über die notwendige Qualifikation und das notwendige Fachwissen verfügt, um die ihm in seinem Fachgebiet gestellten Fragen beantworten zu können, und wenn sodann seine Aussagen und Fachurteile sowie das von ihm gewählte Verfahren schlüssig und plausibel erscheinen. Dies ist hier der Fall, denn …ist ein nach DIN EN 45011 akkreditiertes Unternehmen zur Zertifizierung von Windenergieanlagen und deren Komponenten in Deutschland, Dänemark und den Niederlanden und bietet seinen Kunden zusätzlich u. a. wiederkehrende Prüfungen sowie die Fertigungsüberwachung von Windenergieanlagen und deren Bauteilen an. Auch erscheint das vom Sachverständigen ... im Gutachten vom 05.03.2007 gewählte Verfahren plausibel, die Belastungen, welchen die einzelnen Bauteile der Anlage am Standort ausgesetzt sind, rechnerisch zu simulieren und mit den Lasten zu vergleichen, für welche die Anlage nach den Konstruktions- und Typenprüfungsunterlagen ausgelegt ist. Würden zusätzlich die Konstruktionsdaten der Anlage und die Daten sowie die detaillierte Beschreibung der Berechnung offenliegen, dann könnte das Gericht damit ohnehin nichts anfangen, weil es nicht in der Lage wäre, dies selbst im einzelnen nachzuvollziehen und nachzurechnen, sondern dies einem weiteren Sachverständigen überlassen müsste. Anlass zum Einholen eines weiteren Fachgutachtens besteht jedoch für das Gericht, auch unter Beachtung des Amtsermittlungsgrundsatzes gemäß § 86 Abs. 1 Satz 1 VwGO, nur dann, wenn begründete Zweifel an der Richtigkeit bzw. Aussagekraft eines vorliegenden Fachgutachtens bestehen. Dabei ermöglicht es das dem Gericht im Rahmen des § 86 Abs. 1 VwGO bei der Erforschung des Sachverhalts eingeräumte Ermessen, auch ein Gutachten, welches von einem Prozessbeteiligten eingeholt wurde, der Entscheidungsfindung zugrundezulegen, sofern an der Qualifikation des Gutachters kein Zweifel besteht und seine Aussagen plausibel und seine Vorgehensweise sorgfältig erscheinen. In diesem Sinne kann das Gutachten vom 03.05.2007 als Standsicherheitsnachweis anerkannt werden. Denn es ist von einem für derartige Untersuchungen und Feststellungen akkreditierten Gutachter erstellt worden, der sich dabei der nach dem Stand der Technik und den einschlägigen Richtlinien anerkannten und eingeführten Verfahrensweisen bedient hat. Soweit …in seiner Stellungnahme vom 11.05.2007 Kritik am Vorgehen des Gutachters bzw. an der Darstellung seines Vorgehens in dem Gutachten geübt hat, hat der Gutachter ... in seiner Stellungnahme vom 03.07.2007 sowie auf weitere telefonische Rückfrage gegenüber dem erkennenden Einzelrichter seine Verfahrensweise in einigen Punkten näher erläutert und dadurch die von …geäußerten Bedenken zur Überzeugung des Gerichts ausgeräumt. Grundlage für die Berechnung der Lasten, welchen die WEA 3 und 4 der Klägerin an ihrem Standort ausgesetzt sind, bilden lt. Gutachten vom 03.05.2007 eine mittlere Jahreswindgeschwindigkeit von 6,8 m/s und eine effektive Turbulenzintensität von 19,0 % für den Turm bzw. 20,4 % für die Maschine und die Rotorblätter, bezogen auf eine Windgeschwindigkeit von 15 m/s (hier handelt es sich um die Werte für die im Abstand von 207 m gelegene und somit stärker belastete WEA 4). Die unterschiedlichen Werte für den Turm bzw. für Maschine und Rotorblätter ergeben sich deswegen, weil …bei der Berechnung der effektiven Turbulenzintensität die dem Bauteil entsprechende Wöhlerliniensteigung berücksichtigt hat (bei den Wöhlerlinien handelt es sich um Werte für die Ermüdungsfestigkeit verschiedener Materialien). Von der Verlässlichkeit der für die effektive Turbulenzintensität und die örtlichen Windverhältnisse zugrunde gelegten Werte hängt letztlich der Aussagewert der von …vorgenommenen Lastrechnungen ab. Hierzu hat …zunächst bemängelt, dass …die am Standort herrschende effektive Turbulenzintensität für eine Windgeschwindigkeit von 15 m/s berechnet und Turbulenzwerte für niedrigere Windgeschwindigkeiten nicht ausgewiesen hat - obwohl für die Berechnung der Betriebsfestigkeitslasten die am Standort vorherrschende mittlere Jahreswindgeschwindigkeit von 6,8 m/s zugrundegelegt wurde. Hierzu hat der Sachverständige ... in seiner Stellungnahme vom 03.07.2007 ausgeführt, in dem Gutachten vom 05.03.2007 werde "eindeutig dargelegt, dass die effektive Turbulenzintensität zwar nur an der Stützstelle bei v=15 m/s dargestellt wird, sie aber entsprechend des geschwindigkeitsabhängigen Verlaufs gemäß der DIBt-Richtlinie 2004 angenommen wird". Diese Ausführungen beziehen sich auf eine in der - nach DIBt-Richtlinie 2004 verbindlichen - DIN EN 61400-1 enthaltene Tabelle. Während nach der DIBt-Richtlinie 1993/95 Windkraftanlagen bei allen Windgeschwindigkeiten konstant für eine Turbulenzfestigkeit von 20 % auszulegen waren, berücksichtigt die DIN EN 61400-1, dass die Intensität der Turbulenz von der Windgeschwindigkeit abhängt - d.h. Turbulenzen bei schwachem Wind besonders stark spürbar sind und ihre Wirkung mit zunehmender Windgeschwindigkeit abnimmt. Dementsprechend wird die Turbulenzfestigkeit, für welche Anlagen nach der DIBt-Richtline 2004 i. V. m. DIN EN 61400-1 auszulegen sind, abhängig von der Windgeschwindigkeit bestimmt, so dass z. B. bei Windgeschwindigkeiten von 2-4 m/s an Turbulenzfestigkeit 42 %, bei 6-8 m/s 24,9 % und bei 14-16 m/s 18,0 % gefordert werden (Wiedergabe der Tabelle im Gutachten von…, S. 9, Bl. 112 d.A.). Die "Stützstelle" von 15 m/s (für die eine Turbulenzfestigkeit von 18,0 % gefordert wird) legt …deshalb zugrunde, weil bei darüber liegenden Windgeschwindigkeiten die Auswirkungen von Turbulenzen vernachlässigbar sind. Die für v = 15 m/s errechnete effektive Turbulenzintensität von 20,4 % für Maschine und Rotorblätter liegt somit um 2,4 % über dem in der DIN EN 61400-1 für diese Geschwindigkeit geforderten Wert von 18 % (für den Turm - 19 % - wird der Wert um 1 % überschritten). Hierzu hat der Sachverständige ... telefonisch weiter erläutert, dass die Betriebsfestigkeitslasten für sämtliche in der Tabelle DIBt-Richtlinie 2004/DIN EN 61400-1 angegebenen Windgeschwindigkeitsintervalle getrennt berechnet worden seien. Dabei sei nach der Windhäufigkeit der jeweiligen Windgeschwindigkeiten im Jahresmittel gewichtet worden (sog. Weibull-Faktoren). Für die Berechnung sei zu den Turbulenzwerten, welche in der Tabelle den einzelnen Windgeschwindigkeitsintervallen zugeordnet seien, die bei 15 m/s errechnete Überschreitung von 2,4 % addiert worden; Die Kurve, welche die Turbulenzwerte der Tabelle bildeten, sei somit um den Wert 2,4 parallel nach oben verschoben worden (effektiver Turbulenzwert für das Intervall 6-8 m/s wäre somit 27,3 %). Auf die entsprechende Kritik von …hin hat der Sachverständige ... sodann seine Verfahrensweise bei der Berücksichtigung der Standardabweichung näher erläutert. Vorauszuschicken ist hier, dass zunächst die natürliche Umgebungsturbulenzintensität am Standort zu ermitteln ist, die von der Beschaffenheit der Geländeoberfläche beeinflusst und erzeugt wird, die man mit „Rauhigkeit“ bezeichnet - also diejenigen Geländeverhältnisse, die sich dem Wind als Hemmnis entgegenstellen (z. B. Wald, Gebäude). Diesem Wert wird zur Ermittlung der charakteristischen Turbulenzintensität die Standardabweichung hinzugefügt (Gutachten v. 05.03.2007, S. 5 - Bl. 131 d.A.: "Die charakteristische Turbulenzintensität entspricht der mittleren Umgebungsturbulenzintensität am Standort zuzüglich der einfachen Standardabweichung"). Ausgehend von der charakteristischen Turbulenzintensität wird dann nach dem Verfahren Frandsen der Turbulenzeinfluss des Rotors der benachbarten Anlage hinzugerechnet; das so errechnete Endergebnis stellt die effektive Turbulenzintensität dar. Die Standardabweichung wird in der Regel abgeschätzt. Im Gutachten vom 05.03.2007 wurde - lt. Erläuterung ... - die Standardabweichung durch Erhöhung des - in Prozent angegebenen - natürlichen Turbulenzwertes um 3 Prozentpunkte berücksichtigt. Lt. …empfiehlt …jedoch statt dessen die Multiplikation des mittleren Umgebungsturbulenzwertes mit dem Faktor 1.2 - was ab einem Basiswert von 15 % zu höheren Turbulenzintensitätswerten führt als die im Gutachten vom 05.03.20007 vorgenommene Anhebung des Basiswertes um 3 Prozentpunkte. Der Sachverständige ... hat hierzu ausgeführt, dass allerdings die Multiplikation mit dem Faktor 1.2 in einer von …herausgegebenen Richtlinie empfohlen worden sei. Nach neueren Erkenntnissen sei dieser Aufschlag aber bei höheren Windgeschwindigkeiten (hier insbesondere bei den heute üblichen größeren Nabenhöhen) zu konservativ. Deshalb werde er künftig aus der Richtlinie verschwinden. Man halte inzwischen die konstante Addition von 3 Prozentpunkten für richtiger. …hat sodann die Auffassung vertreten, dass die verwendeten Werte zur Turbulenzintensität nicht plausibel seien. Auffällig sei die extreme Schwankungsbreite, die sich anhand von topographischen Karten und aktuellen Luftbildern nicht erklären lasse. So seien bestimmte Sektoren auf Grund der extrem hohen Werte gar nicht für den Betrieb von einzelnen Windenergieanlagen geeignet, wogegen für die (gerade in der Beziehung zwischen der WEA 21 und der WEA 4) relevante Hauptwindrichtung (West/Südwest) sehr geringe Werte angenommen würden. …hat in seinem Gutachten vom Februar 2007 eigene Feststellungen zur natürlichen Turbulenzintensität (= Umgebungsturbulenz) am Standort getroffen (S. 6, 7 des Gutachtens - Bl. 109, 110 d.A.), wobei die dort ermittelten Werte teils deutlich von den im Gutachten …vom 05.03.2007 angegebenen Werten (dort S. 6 - Bl. 132 d.A.) abweichen. Bei den von …angegebenen Werten handelt es sich aber nicht um die natürliche, sondern die charakteristische Turbulenzintensität, so dass für einen Vergleich mit …jeweils 3 Prozentpunkte abgezogen werden müssten (vgl. die vorigen Ausführungen zur Standardabweichung). Bereits aus dem Literaturverzeichnis zum Gutachten vom 05.03.2007 geht hervor, dass …die Basiswerte der Umgebungsturbulenz aus der „Gutachterlichen Stellungnahme zur Turbulenzintensität am Standort …“ von ...-… vom 31.08.2001 übernommen hat (was der Sachverständige ... telefonisch nochmals bestätigt hat). Die ... ist für die Bereiche "Bestimmung des Windpotentials, … Abschätzung der Turbulenzintensität" akkreditiert. Zur Würdigung dieser von …bzw. von ... ermittelten unterschiedlichen Werte der natürlichen Turbulenz bzw. Umgebungsturbulenz bedarf es zunächst gewisser Erläuterungen zum Verfahren der Ermittlung dieser Werte (die folgenden Informationen hat der erkennende Einzelrichter teilweise im Verwaltungsstreitverfahren 7 E 754/05 durch dortige Erläuterungen der Verfahrensweise seitens des Dipl.-Meteorologen Dr. ... c/o ... und das Studium von dort vorliegenden Gutachten erlangt, so dass sie gerichtsbekannt sind): Es wird vom Standort aus die Windrose in 12 Sektoren (jeweils 30°) aufgeteilt, und es werden die Rauhigkeitsverhältnisse für jeden Sektor getrennt ermittelt. Die Werte der Sektoren werden dann entsprechend der Häufigkeit, mit welcher der Wind aus den einzelnen Richtungen weht, gewichtet (d.h. der Wert der Hauptwindrichtung geht z. B. mit 25 % in den Gesamtwert ein, der Wert aus einer kaum besetzen Windrichtung dagegen nur mit z. B. 2 %). Die zur Ermittlung der Rauhigkeitswerte ("Rauhigkeitslängen") notwendige Bewertung der Geländeverhältnisse hängt von der subjektiven Einschätzung des jeweiligen Gutachters ab. …hat im Gutachten vom Februar 2007 Geländeabschnitte bis 25 km Entfernung einbezogen. In einem Gutachten von TÜV-Nord, welches dem erkennenden Einzelrichter in einem anderen Verwaltungsstreitverfahren (betr. einen Standort ca. 10 km vom hier streitbefangenen Standort entfernt) vorgelegen hat, wurde sogar ein Umkreis von 50 km um den Standort berücksichtigt, allerdings darauf hingewiesen, dass bei einem Abstand von größer 10 km der Einfluss der Geländeoberflächen stark abnehme. Ein anderes Gutachten hat nur einen Umkreis von 3 km berücksichtigt; das dort von ... vorgelegte Turbulenzgutachten berücksichtigte 10 km. Die Typisierung der Geländeoberflächen hat …im Gutachten vom Februar 2007 auf der Basis der amtlichen topographischen Karten sowie von Satellitendaten zur Bodendeckung vorgenommen und für die Einteilung in Rauhigkeitsklassen den Europäischen Windatlas herangezogen. Hierbei handelt es sich um ein Handbuch, welches eine Zuordnung zwischen der Vegetation bzw. anderen Geländehindernissen und der Rauhigkeitslänge in Tabellenform angibt und in diesen Angaben eine gewisse Bandbreite aufweist, so dass es der Einschätzung des Gutachters überlassen bleibt, innerhalb dieser Bandbreite einen Wert festzulegen. Dabei macht eine Abweichung von 5 cm bei der Rauhigkeitseinschätzung für die Turbulenzintensität einen Unterschied von etwa 0,5 % aus. ... führt i. d. Regel (so auch das in dem anderen Verfahren vorgelegte Gutachten und die tel. Auskunft ...) zur Beurteilung der Geländeverhältnisse zusätzlich eine Ortsbesichtigung durch. Vor dem Hintergrund dieser unterschiedlichen Vorgehensweisen bei der Rauhigkeitseinschätzung erscheinen im vorliegenden Verfahren sowohl die von …ermittelten, als auch die von …verwendeten Werte jedenfalls dann gleichermaßen plausibel, wenn man sie mit der unmittelbaren Umgebung vergleicht, wie sie in dem in den Genehmigungsunterlagen befindlichen Ausschnitt aus der topographischen Karte (i. M. 1:15.000) sowie in weiterem einschlägigen Kartenmaterial (ADAC-Großraum Städte- und Gemeindeatlas, Raum Kassel, Bl. 108/109, 132/133 i. M. 1:20.000; Bl. 358 i. M. 1:100.000) dargestellt wird: Nach Osten hin erstreckt sich weithin freies und abschüssiges Gelände; folglich finden sich hier bei beiden Gutachten in Ost und Ostsüdost die niedrigsten Werte (die allerdings bei GL… Wind noch deutlich niedriger sind). Von Nord bis Nordost verläuft ein Waldstück, zu welchem der kürzeste Abstand ca. 660 m beträgt; dementsprechend findet sich hier bei der höchste, bei …der zweithöchste Wert (wobei die Werte nahezu identisch sind, wenn man bei …3 % abzieht). Dass bei …der höchste Wert im Süden angesiedelt ist, dürfte u. a. damit zusammenhängen, dass sich dort (bzw. in Südsüdwest) die Bebauung des Weilers ... in ca. 700-800 m Entfernung befindet (sowie weiter südlich in 1,5-2,5 km Entfernung die Bebauung von 2 weiteren Weilern und ein Waldstück). …nimmt hier immerhin den zweithöchsten Wert an. In die Hauptwindrichtungen Westsüdwest und West erstreckt sich ebenfalls weithin freies, teilweise ansteigendes Gelände, so dass hier der - von …bemängelte - Ansatz niedriger Werte durchaus nachvollziehbar erscheint. Im Bereich Nordwest befindet sich ein kleinerer, bewaldeter Hügel in ca. 600 m Entfernung, wo …auch relativ hohe Werte annimmt, wogegen die Steigerung bei …dort gering ausfällt. Sodann fällt noch auf, dass …seine Werte für eine Höhe von 69 m angibt, …dagegen für eine Höhe von 85 m - was der Nabenhöhe der WEA 21 entspricht, wogegen die betroffenen WEA 3 und 4 eine Nabenhöhe von 98 m haben. Mit zunehmender Höhe nehmen die durch die Rauhigkeit erzeugten natürlichen Umgebungsturbulenzen jedoch ab, so dass von daher die Werte für 69 m eigentlich höher sein müssten als diejenigen für 85 m; andererseits erklären sich durch die zugrunde gelegte größere Höhe möglicherweise die von …bemängelten niedrigen Werte von … aus der Hauptwindrichtung. Da …zudem ein Gebiet von 25 km einbezieht - in welchem sich u. a. die bebauten Innenbereiche der Städte ..., ... und ... sowie zahlreiche Waldstücke und der … befinden - kann letztlich nicht beurteilt werden, in welcher Weise z. B. diese weitere Umgebung Eingang in die Bewertung gefunden und diese beeinflusst hat. Insgesamt kann nur der Schluss gezogen werden, dass sowohl …als auch …und ... ihre Werte auf eine Weise ermittelt haben, welche dem Stand der Technik entspricht, und die Kritik von …keine Anhaltspunkte dafür bietet, dass …und ... nicht so verfahren sind. Anhand der Einschätzung der Rauhigkeitslängen wird die natürliche Umgebungsturbulenz sodann nach einem in der VDI-Richtlinie VDI 3783 angegebenen Verfahren berechnet. Dieses Verfahren beruht auf sehr vereinfachenden Annahmen und empirischen Formeln und berücksichtigt nur die Rauhigkeitsverhältnisse und nicht die Orographie (d.h. die Höhenunterschiede und die Modellierung der Geländeoberfläche) - wobei andere Verfahren, welche die Orographie einbeziehen, nicht zwangsläufig näher an der Realität sein müssen als die Berechnung nach VDI 3783 (lt. Dr. ...). Dabei muss berücksichtigt werden, dass sich durch Messungen keine Erkenntnisse über die an einem bestimmten Standort herrschende Turbulenzintensität gewinnen lassen - zumindest nicht für die hier relevante Frage der Auswirkungen der Turbulenzen auf die Betriebsfestigkeit einer Anlage im Dauerbetrieb, also deren Lebensdauer. Wegen der sich ständig verändernden Wetterverhältnisse wären solche Messergebnisse selbst dann nicht repräsentativ, wenn sie über den Zeitraum eines Jahres erhoben - und damit alle Jahreszeiten erfassen - würden. Letztlich müsste wohl während der gesamten Betriebsdauer der Anlage von 20 Jahren gemessen werden. Deshalb lässt sich die Turbulenz nach dem Stand der Technik nur durch Abschätzungen und Rechenmodelle, die auf Erfahrungswerten beruhen, bestimmen. Hierzu hat Dr. ... in seiner Stellungnahme an das VG Kassel vom 20.04.2007 (im Verwaltungsstreitverfahren 7 E 754/05) ausgeführt: „Nach den obigen Angaben zu den Methoden für die Bestimmung der natürlichen Turbulenzintensität muss klar sein, dass es sowohl bezüglich der einfachen theoretischen Annahmen als auch bezüglich der subjektiven Einschätzung der Rauhigkeitslänge einen weiten Unsicherheitsbereich gibt. … Generell gibt es zwischen den Ergebnissen von empirischen oder numerischen Modellen und der Realität eine Differenz. Bei den einfachen Ansätzen zur Bestimmung der Turbulenzintensität und der Komplexität der realen Turbulenz muss diese Differenz zwangsläufig relativ groß sein.“ Ungeachtet dieser „systemimmanenten“ Unsicherheiten muss es dem Bauwilligen möglich sein, die Standsicherheit einer benachbarten Anlage, auf welche seine Anlage einwirkt, nach dem Stand der Technik nachzuweisen. Zur Beurteilung der Standsicherheit der hier betroffenen WEA 3 und 4 der Klägerin liegen zwei Gutachten vor, die - soweit für das Gericht ersichtlich - beide nach dem Stand der Technik erstellt wurden. Dies gilt insbesondere für das Gutachten von …und für die beiden, vom - hierfür akkreditierten - Institut ... erstellten Gutachten, aus denen …die Werte für die natürliche Umgebungsturbulenz sowie die Werte über die Windverhältnisse - nämlich mittlere Jahreswindgeschwindigkeit sowie Häufigkeit des Windes aus den Windrichtungen bzw. bei den Windstärken - entnommen hat (letzteres: „Bestimmung des Windpotentials und des Energieertrages von Windkraftanlagen an einem Standort bei …“, ... v. 07.11.2005). Das Gutachten …kommt zu dem Ergebnis, dass bei der WEA 3 der Auslegungswert von 20 % für die Turbulenzfestigkeit eingehalten, bei der WEA 4 dagegen angesichts einer effektiven Turbulenzintensität von 21, 8 % überschritten ist. Es räumt allerdings ein, dass die „eingesetzten empirischen Verfahren und die verwendeten Randbedingungen … gegenüber einer detaillierten Lastrechnung konservative Werte für die effektiven Turbulenzintensitäten … liefern“, und führt weiter aus: „Das bedeutet insbesondere, dass eine detaillierte Lastrechnung im Vergleich zum verwendeten Verfahren grundsätzlich geringere Abstände zwischen den betrachteten WEA ermöglicht.“ Eine solche detaillierte Lastberechnung hat … sodann vorgenommen - mit dem Ergebnis, dass die Auslegungslasten eingehalten werden. Dabei kann diese konkret für die stärker belastete WEA 4 vorgenommene Berechnung Gültigkeit auch für die etwas weniger belastete WEA 3 beanspruchen. Die Standsicherheit der WEA 3 und 4 der Klägerin ist damit zur Überzeugung des Gerichts nachgewiesen. Soweit in § 5 Abs. 1 Nr. 1 BImSchG neben schädlichen Umwelteinwirkungen noch von Gefahren und Nachteilen die Rede ist, werden diese von der in § 3 Abs. 1 BImSchG gegebenen Definition bereits erfasst und sind nur relevant, wenn sie „erheblich“ sind. Dies ist - wie eingangs dargelegt - im Verhältnis konkurrierender Windkraftanlagen dann nicht der Fall, wenn sie im Rahmen ihrer Auslegungslasten betrieben werden können. „Gefahr“ bedeutet dabei, dass der Eintritt eines Schadens mit hinreichender Wahrscheinlichkeit zu erwarten ist. Schäden, welche die Anlage der Klägerin verursacht, sind jedoch vorliegend nicht zu erwarten, wenn die Anlagen der Beigeladenen im Rahmen ihrer Auslegungslasten betrieben werden. Nach der hier vorgenommenen Beweiswürdigung sind sodann auch die gemäß § 6 Abs. 1 Nr. 2 BImSchG von den Anlagen der Beigeladenen einzuhaltenden Anforderungen des § 11 Abs. 1 Satz 2 der Hessischen Bauordnung gewahrt, wonach eine hinzukommende bauliche Anlage nicht die Standsicherheit einer bestehenden baulichen Anlage gefährden darf (vgl. hierzu auch die zitierten Beschlüsse VG Stade v. 22.11.2005 sowie OVG Münster v. 09.07.2003, 01.02.2000 und 24.01.2000, jeweils a.a.O.). Die Klage ist nach allem abzuweisen. Der Klägerin sind deshalb als unterliegendem Teil gemäß § 154 Abs. 1 VwGO die Kosten des Verfahrens aufzuerlegen. Die Beigeladene ist kein Kostenrisiko eingegangen, weil sie keinen Antrag gestellt hat (§ 154 Abs. 3 VwGO). Deshalb entspricht es nach Auffassung des Gerichts nicht gemäß § 162 Abs. 3 VwGO der Billigkeit, evtl. außergerichtliche Aufwendungen, die der Beigeladenen entstanden sind, zu Lasten eines der übrigen Beteiligten oder der Staatskasse für erstattungsfähig zu erklären. Die Beigeladene ist zwar ohne ihr Zutun in das Verfahren hineingezogen und sodann zu ihrer Rechtsverteidigung tätig geworden, u. a. indem sie nach Klageerhebung das Gutachten …in Auftrag gegeben und in das Verwaltungsstreitverfahren eingebracht hat. Andererseits ist jedoch nach dem Sachstand im Verwaltungsstreitverfahren erst durch die in diesem Gutachten erstmals vorgenommene Lastberechnung der Standsicherheitsnachweis - und damit der Nachweis für die der Genehmigungsfähigkeit - erbracht worden. Der erkennende Einzelrichter hat im Verfahren 7 E 754/05 die Berufung gemäß § 124 a Abs. 1 Satz 1 i. V. m. § 124 Abs. 2 Nr. 3 VwGO zugelassen, da die Frage, ob im Verhältnis konkurrierender Windkraftanlagen zueinander auch ein „Schonbetrieb“ unterhalb der Schwelle der Auslegungslast vor Einflüssen hinzugebauter Windkraftanlagen nach § 3 Abs. 1 BImSchG geschützt ist, über den vorliegenden Einzelfall hinaus grundsätzliche Bedeutung habe und - soweit für das Gericht ersichtlich - bisher noch nicht höchstrichterlich entschieden worden sei. Da das Berufungsverfahren gegen das dortige Urteil noch anhängig ist, wird wegen dieser Frage auch im vorliegenden Verfahren die Berufung zugelassen. Des Weiteren hat nach Auffassung des erkennenden Einzelrichters die Frage, ob ohne Rücksicht auf den individuellen Standsicherheitsnachweis im Wege der Risiko- und Interessenabwägung ein Mindestabstand zwischen Windkraftanlagen durch richterliche Rechtsauslegung festzusetzen ist, grundsätzliche Bedeutung. Die Entscheidung über die vorläufige Vollstreckbarkeit des Urteils hinsichtlich der Kosten ergibt sich aus §§ 167 VwGO, 708 Nr. 11, 711 ZPO. Beschluss: Der Streitwert wird auf 15.000,00 € festgesetzt. Gründe: Die Streitwertfestsetzung beruht auf § 52 Abs. 1 GKG i. V. m. dem Streitwertkatalog der Verwaltungsgerichtsbarkeit i. d. F. v. 07./08.07.2004. Für Nachbarklagen im Immissionsschutzrecht wird hier in Nr. 19.2 auf Nr. 2.2.2. (Abfallrecht) verwiesen. Abweichend von der vorläufigen Streitwertfestsetzung, welche von der Nachbarklage im Baurecht ausging (Nr. 9.7.1), wird daher das Klägerinteresse nunmehr mit 15.000,00 € bewertet (ebenso für die Nachbarklage gegen Windkraftanlagen: BayVGH, U. v. 28.07.2009 - 22 Bv 08.3427 - juris; HessVGH, B. v. 30.10.2009 - 6 B 2668/09 - juris). Mit Datum vom 11.04.2006 erteilte der Beklagte der Beigeladenen, die mit Beschluss vom 18.10.2006 am Verfahren beteiligt wurde, nach § 4 Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) die Genehmigung für die Errichtung und den Betrieb einer Windkraftanlage im Außenbereich der Gemarkung …in der Gemeinde… Vorgesehen und genehmigt war eine Anlage mit 85 m Nabenhöhe und 70 m Rotordurchmesser (Typ Nordex S 70 - im Folgenden bezeichnet als WEA 21). In der näheren und weiteren Umgebung befinden sich bereits mehrere Windkraftanlagen - und zwar 12 Anlagen westlich und 5 Anlagen östlich bzw. nordöstlich der genehmigten Anlage. Am nächsten liegen 2 Anlagen mit jeweils 98 m Nabenhöhe und 70 m Rotordurchmesser vom Typ Enercon E 66/18.70, die im Eigentum der Klägerin stehen und von dieser betrieben werden. Diese Anlagen liegen im Abstand von 208 m östlich (im Folgenden WEA 4) bzw. von ca. 248 m nordnordöstlich (im Folgenden WEA 3) zur genehmigten Anlage. Weitere Windkraftanlagen befanden sich seinerzeit nordöstlich der genehmigten Anlage im Abstand von ca. 1 - 1,8 km im Genehmigungsverfahren. Am 17.10.2006 hat die Klägerin gegen die Genehmigung vom 11.04.2006, die ihr nicht bekanntgegeben wurde, beim Verwaltungsgericht Kassel Klage erhoben. Der Beklagte hat daraufhin auf Antrag der Beigeladenen mit Bescheid vom 26.10.2006 die sofortige Vollziehung der Genehmigung angeordnet. Die Klägerin macht geltend, dass die Standsicherheit insbesondere ihrer WEA 4 durch die im Nachlauf des Rotors der genehmigten WEA 21 erzeugten Turbulenzen gefährdet werde. Sie stützt sich dabei auf eine von ihr in Auftrag gegebene „Gutachtliche Stellungnahme zur Turbulenzbelastung im Windpark … - Revision 3“ des … (im Folgenden: …) vom Februar 2007, die zu dem Ergebnis kommt, dass die sich aus den natürlichen Umgebungsturbulenzen am Standort in 69 m Höhe ergebende Turbulenzintensität maximal - in Prozentwerten angegeben - 15,3 % betrage, und sich sodann auf Grund der im Nachlauf der WEA 21 von dieser erzeugten Turbulenzen für die WEA 4 eine effektive Turbulenzintensität 21,8 % errechne, die über dem bei der Typprüfung der WEA 4 zugrunde gelegten Auslegungswert von 20 % liege. Die Standsicherheit der WEA 4 sei daher nur dann gewährleistet, wenn die WEA 21 bei Wind aus 245° bis 285° abgeschaltet werde. Für die WEA 3 wurde eine effektive Turbulenzintensität von 19,8 % errechnet, die somit knapp unter dem Auslegungswert liegt. Die Beilgeladene legte daraufhin eine Gutachtliche Stellungnahme „Standsicherheitsnachweis von Windenergieanlagen am Standort …, Hessen - Standortspezifische Lastannahmen“ der … (im Folgenden:…) vom 05.03.2007 vor, welche bezüglich der Standortbedingungen, nämlich der der am Standort vorherrschenden mittleren Jahreswindgeschwindigkeit und der natürlichen Umgebungsturbulenz, auf zuvor für den Standort erstellte Fremdgutachten Bezug nimmt und zu dem Ergebnis kommt, dass - unter Berücksichtigung der von der WEA 21 erzeugten Turbulenzen - die effektive Turbulenzintensität bei der WEA 3 20,3 % und bei der WEA 4 20,4 % betrage und damit über dem Vergleichswert nach der neuen DIBT-Richtline (= 18 %) liege. Da …über die der Typprüfung zugrundeliegenden Konstruktionsunterlagen der Anlagen Enercon-E66/18.70 und Nordex S70 verfügt, wurden sodann die Betriebsfestigkeitslasten, für welche die Bauteile der Anlagen im Dauerbetrieb für eine bei der Konstruktion angenommene Betriebsdauer von 20 Jahren ausgelegt sind, mit den Lasten verglichen, welchen die Anlagen am Standort ausgesetzt sind. Als Standortbedingungen wurden dabei eine mittlere Jahreswindgeschwindigkeit von 6,8 m/s in Nabenhöhe von 98 m und eine effektive Turbulenzintensität von 20,4 % - bezogen auf eine Windgeschwindigkeit von 15 m/s - angenommen. Das Gutachten kommt zu dem Ergebnis, dass die standortspezifischen Lasten die Auslegungslasten nicht überschreiten (zumal der Typ Enercon-E66/18.70 für eine mittlere Jahreswindgeschwindigkeit von 8.97 m ausgelegt sei), und deshalb die Standsicherheit der WEA 3 und 4 bestätigt werden könne. …hat sodann mit Schreiben vom 11.05.2007 zum Gutachten von …Stellung genommen, wozu sich …wiederum mit Schreiben vom 03.07.2007 geäußert hat. Die Klägerin beantragt, die der Beigeladenen am 11.04.2006 für die Errichtung einer Windkraftanlage in der Gemarkung …, Flur 13, Flurstück 6, erteilte Genehmigung aufzuheben. Der Beklagte beantragt, die Klage abzuweisen. Hinsichtlich des weiteren Vortrags der Beteiligten sowie zur Ergänzung des Sachverhalts im Übrigen wird auf den Inhalt der Gerichtsakte - einschließlich der Niederschrift über die mündliche Verhandlung am 28.04.2009 - Bezug genommen sowie auf den Inhalt der Behördenakten der Beklagten über das Genehmigungsverfahren (1 Aktenordner, unpaginiert, eingeheftet 1 Halbhefter, 138 Bl.), die zum Verfahren beigezogen wurden und zum Gegenstand der mündlichen Verhandlung gemacht worden sind.