BPatG 152
08.05

BUNDESPATENTGERICHT




12 W (pat) 37/14
_______________________
(Aktenzeichen)



B E S C H L U S S

In der Beschwerdesache

betreffend das Patent 10 2011 003 799

…






hat der 12. Senat (Technischer Beschwerdesenat) des Bundespatentgerichts in
der Sitzung vom 16. Mai 2017 unter Mitwirkung des Vorsitzenden Richters
Dipl.-Ing. Univ. Ganzenmüller, der Richterin Bayer sowie der Richter
Dipl.-Ing. Schlenk und Dipl.-Ing. Univ. Dipl.-Wirtsch.-Ing. (FH) Ausfelder
- 2 -
beschlossen:

Der Beschluss der Patentabteilung 15 des Deutschen Patent- und Markenamts
vom 5. Juni 2013 wird aufgehoben und das Patent mit folgenden Unterlagen
beschränkt aufrechterhalten:

- Beschreibungsseiten wie erteilt (entspricht Beschreibung der Eingabe vom
27. Februar 2012) mit einer Änderung auf der Seite 4 gemäß der Eingabe
vom 10. Mai 2017,
- Ansprüche 1 bis 7 gemäß der Eingabe vom 12. Mai 2017,
- Zeichnungen wie erteilt.


G r ü n d e

I.

Gegen das am 8. Februar 2011 angemeldete und am 2. August 2012 veröf-
fentlichte Patent 10 2011 003 799 mit der Bezeichnung

„Verfahren zum Bestimmen entgangener Energie“

hatten eine Einsprechende am 1. November 2012 und eine weitere Einspre-
chende am 2. November 2012 Einspruch erhoben.

Aufgrund der Anhörung am 5. Juni 2013 beschloss die Patentabteilung 15, das
Patent 10 2011 003 799 gemäß § 61 Absatz 1 Satz 1 PatG zu widerrufen.
Sie begründete die Entscheidung damit, dass das Verfahren zum Erstellen einer
Datenbank nach Patentanspruch 1 keine Erfindung sei, da gemäß § 1 Abs. 3 PatG
geschäftliche Tätigkeiten, Programme für Datenverarbeitungsanlagen etc. nicht
technisch seien.
- 3 -
Gegen diesen Beschluss richtet sich die am 14. Oktober 2013 eingegangene
Beschwerde der Patentinhaberin.

Die beiden Einsprechenden und Beschwerdegegnerinnen haben mit Eingabe vom
18. November 2016 bzw. 26. Januar 2017 ihren jeweiligen Einspruch zurück-
genommen.

Das Verfahren wird nach § 61 Abs. 1 Satz 2 von Amts wegen ohne die
Einsprechenden fortgesetzt (vgl. Schulte, Patentgesetz, 9. Auflage 2014, § 61
Rdn. 31), denn die Rücknahme des Einspruchs führt nach § 61 Abs. 1 Satz 2 nur
zur Beendigung der Verfahrensbeteiligung der Einsprechenden als Beschwer-
degegnerinnen (vgl. Benkard, Patentgesetz, 11. Auflage 2015, § 61 Rdn. 2).


Die Patentinhaberin und Beschwerdeführerin stellt sinngemäß den Antrag,

1. den Beschluss des Deutschen Patent- und Markenamts vom
11. September 2013 aufzuheben sowie

2. das Patent mit folgenden Unterlagen beschränkt aufrecht-
zuerhalten:
- Beschreibungsseiten wie erteilt (entspricht Beschreibung der
Eingabe vom 27. Februar 2012) mit einer Änderung auf der
Seite 4 gemäß der Eingabe vom 10. Mai 2017,
- Ansprüche 1 bis 7 gemäß der Eingabe vom 12. Mai 2017,
- Zeichnungen wie erteilt.

Der geltende Anspruch 1 lautet:

Verfahren zum Erfassen entgangener Energie, die wegen Stillstand oder
Drosselung einer ersten Windenergieanlage von dieser ersten Windenergieanlage
- 4 -
nicht in elektrische Energie gewandelt werden kann, umfassend die Schritte:

- Erfassen der aktuellen Leistung wenigstens einer Referenz-
Windenergieanlage im gedrosselten oder ungedrosselten Betrieb,

- Berechnen der zu erwartenden Leistung der ersten Windener-
gieanlage aus der Leistung der wenigstens einen Referenz-
Windenergieanlage und einem vorab aufgenommenen Korrelations-
faktor, der für diesen Betriebspunkt eine Korrelation zwischen der
Leistung der jeweiligen Referenz-Windenergieanlage und einer zu
erwartenden Leistung der ersten Windenergieanlage angibt, und

- Berechnen der entgangenen Energie aus der berechneten, zu
erwartenden Leistung und einer zugeordneten Zeitspanne, wobei

- der Korrelationsfaktor aus mehreren, abgespeicherten Korrelations-
faktoren ausgewählt wird, abhängig von
- der aktuellen Windrichtung, und
- der aktuellen Windgeschwindigkeit und
- der aktuellen Leistung der Referenz-Windenergieanlage.

Aus dem Einspruchsverfahren sind folgende Entgegenhaltungen bekannt
(nachfolgend Nummerierung wie im schriftlichen Beschluss der Patentabteilung
vom 11. September 2013):
E1: Leitfaden zum EEG-Einspeisemanagement Stand 29.07.2010.
Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation,
Post und Eisenbahnen; Konsultationsfassung
E2: CARVALHO, Helder; GAIÃO, Miguel; GUEDES, Ricardo: Wind
Farm Power Performance Test, in the scope of the IEC 61400-
12.3. In: Wind Power Expo 2009, Chicago
E3: HAU, Erich: Windkraftanlagen, Grundlagen, Technik, Einsatz,
- 5 -
Wirtschaftlichkeit. 3. Auflage. Berlin: Springer, 2003. S. 555-600,
637- 688. – ISBN 3-540-42827-5
E4=E16: WO 2006/056404 A1
E5: IEC TC88 WG6. (Power Performance Evaluation), Wind Farm
Power Performance Testing Working Group Draft Version 4. 17.
August 2005
E6=E12: ALBERS, Axel: Efficient Wind Farm Performance Analysis. In:
DEWEK 2004 – Proceedings, Session 12: Measurements
E7: WEINHARDT, Peter: Betreff: Konsultationen Leitfaden EEG-
Einspeisemanagement, 27.September 2010, veröffentlicht am
28. Oktober 2010 auf der Website der Bundesnetzagentur
E8: US 2004/0230377 A1
E9: US 7,403,854 B1
E10=E14: DE 10 2007 036 447 A1
E11 DE 10 2004 056 254 A1
E12=E6: s. o.
E13: ALBERS, Axel: Verifizierung des Betriebsverhaltens von Wind-
energieanlagen. In: DEWI Magazin Nr. 12, Februar 1998;
S. 25-30
E14=E10 s. o.
E15 US 2009/0299780 A1
E16=E4 s. o.

Mit senatseitigem Hinweis vom 2. Mai 2017 wurde dem Patentinhaber folgende
weitere Entgegenhaltung mitgeteilt:

E17 ALBERS, Axel: Relative and Integral Wind Turbine Power
Performance Evaluation. Proceedings of EWEC 2004, London.
Januar 2004; https://www.researchgate.net/search?
q=Relative%20and%20Integral%20Wind%20Turbine%20Power
%20Performance%20Evaluation [abgerufen am 20. März 2017]
- 6 -
Wegen weiterer Einzelheiten wird auf den Akteninhalt verwiesen.


II.

1) Die fristgerecht eingelegte und auch zulässige Beschwerde der Patentinhaberin
ist insoweit erfolgreich, als der Beschluss der Patentabteilung über den Widerruf
des Patents aufgehoben und das Patent beschränkt aufrechterhalten wird.


2) In einer gegliederten Fassung, auf die im Folgenden Bezug genommen wird,
lautet der geltende Anspruch 1:
M1) Verfahren zum Erfassen entgangener Energie, die wegen Stillstand oder
Drosselung einer ersten Windenergieanlage von dieser ersten
Windenergieanlage nicht in elektrische Energie gewandelt werden kann,
umfassend die Schritte:
M2)- Erfassen der aktuellen Leistung wenigstens einer Referenz-Wind-
energieanlage im gedrosselten oder ungedrosselten Betrieb,
M3) - Berechnen der zu erwartenden Leistung der ersten Windenergieanlage aus
der Leistung der wenigstens einen Referenz-Windenergieanlage und
einem vorab aufgenommenen Korrelationsfaktor, der für diesen
Betriebspunkt eine Korrelation zwischen der Leistung der jeweiligen
Referenz-Windenergieanlage und einer zu erwartenden Leistung der
ersten Windenergieanlage angibt, und
M4) - Berechnen der entgangenen Energie aus der berechneten, zu erwartenden
Leistung und einer zugeordneten Zeitspanne, wobei
M5) - der Korrelationsfaktor aus mehreren, abgespeicherten Korrelationsfaktoren
ausgewählt wird, abhängig von
M5.1) - der aktuellen Windrichtung, und
M5.2) - der aktuellen Windgeschwindigkeit und
M5.3) - der aktuellen Leistung der Referenz-Windenergieanlage.
- 7 -
3) Als Fachmann für diesen Gegenstand ist ein Ingenieur des Maschinenbaus mit
entsprechenden Kenntnissen in der Strömungsmechanik und Erfahrung auf dem
Gebiet der Messtechnik bei Windkraftanlagen anzusehen.


4) Sämtliche Ansprüche des einzigen Antrags sind zulässig.
Der geltende Anspruch 1 beruht auf den Merkmalen des erteilten Anspruchs 7 und
des auf ihn rückbezogenen Anspruchs 8. Der Anspruch wird dabei ausschließlich
auf einen vorab aufgenommenen Korrelationsfaktor (s. PS, Anspruch 7,
2. Spiegelstrich) abgestellt, das allgemeinere Korrelationsgesetz ist dagegen
gestrichen. Darüber hinaus wurden das fakultative Merkmal des 4. Spiegelstrichs
und das darauf aufbauende Merkmal des 5. Spiegelstrichs gestrichen. Der
Gegenstand geht ebenso aus den Ansprüchen 7 und 8 vom Anmeldetag
(s. Anmeldeunterlagen vom 8. Februar 2011) hervor.

Die geltenden Ansprüche 2 bis 7 sind in den Rückbezügen angepasst und be-
ruhen dabei auf den gegenüber der Anmeldung unverändert erteilten Ansprüchen
9 und 10 sowie 12 bis 15.


5) Die Ausführbarkeit der Gegenstände nach den geltenden Ansprüchen ist
gegeben und war auch im Einspruchsverfahren unstreitig.


6) Der Gegenstand nach Anspruch 1 ist auch technisch im Sinne des § 1 Abs. 3
PatG.

Eine Erfindung auf einem Gebiet der Technik im Sinne von § 1 Abs. 1 PatG liegt
nach der Rechtsprechung des BGH dann vor, wenn die beanspruchte Lehre den
Einsatz technischer Geräte umfasst (BGH, Urteil vom 24. Februar 2011 - X ZR
- 8 -
121/09, GRUR 2011, 610 Rn. 16 - Webseitenanzeige; BGH, Beschluss vom
30. Juni 2015 - X ZB 1/15, GRUR 2015, 983 Rn. 19 - Flugzeugzustand).

Auch im vorliegenden Fall erfüllt der vorliegende Gegenstand diese Voraus-
setzung. Das beanspruchte Verfahren umfasst nämlich zumindest das Erfassen
der aktuellen Leistung wenigstens einer Referenz-Windenergieanlage im ge-
drosselten oder ungedrosselten Betrieb (Merkmal M2).

Dabei legt der Fachmann für den Begriff „Erfassen“ nicht das Bundesda-
tenschutzgesetz (BDSG) zugrunde, sondern der Fachmann orientiert sich an dem
Sinn, der ihm aus der Gesamtheit der Unterlagen vermittelt wird. Dabei betrachtet
der Fachmann die im Patent verwendeten Begriffe nicht isoliert für sich, sondern
im Kontext der Offenbarung (vgl. Schulte, PatG, 9. Auflage 2014, § 34 Rdn. 331).
Insbesondere den Begriff „Erfassen“ versteht der angesprochene Fachmann
(s. o.) entsprechend dem Kontext der Patentschrift. Demzufolge wird beim
„Erfassen“ der Leistung diese entweder durch „Messen“ oder durch Abruf ihres
(ebenfalls gemessenen) Werts in der Steuerung der Windenergieanlage erhalten,
s. PS, Abs. [0014]. Die PS, Abs. [0006], setzt den Begriff „Erfassen“ ausschließlich
in den Kontext des Messens (PS, Abs. [0006], Z. 8 in Verbindung mit Z. 4).
Insbesondere stellt die PS hinsichtlich der Erfassung von Leistungswerten aus-
schließlich das konkrete Messen und Abspeichern von tatsächlichen Leistungs-
werten in den Vordergrund, vgl. PS, Abs. [0019]. Raum für eine Interpretation, das
Merkmal „Erfassen der aktuellen Leistung“ (Merkmal M2) würde keinen tech-
nischen Vorgang beinhalten, sondern lediglich die Nutzung vorhandener oder
alternativ zuvor und nur möglicherweise auf technischem Weg gewonnener Daten,
besteht nicht. In der PS, Abs. [0057], ist zum Ausführungsbeispiel nach Fig. 2
aufgeführt, dass im Messblock 200 die Leistung von jeder der Windener-
gieanlagen gemessen wird. Dies bedeutet üblicherweise, dass „die ohnehin in
jeder Windenergieanlage verfügbare Leistung für die nachfolgenden Schritte
verwendet wird bzw. bereitgestellt wird. Diese Bereitstellung der Leistung wie auch
der weiteren notwendigen auszutauschenden Daten kann beispielsweise über ein
- 9 -
sogenanntes SCADA-System erfolgen.“ Damit ist eindeutig belegt, dass die
Leistungswerte gemessen werden und dabei lediglich über verschiedene Systeme
(z. B. das aufgeführte SCADA-System) dem anspruchsgemäßem Verfahren zur
Verfügung gestellt werden können.

Grundsätzlich dürfen bei der Prüfung, ob der Gegenstand einer Anmeldung auf
erfinderischer Tätigkeit beruht, nur diejenigen Anweisungen berücksichtigt werden,
die die Lösung des technischen Problems mit technischen Mitteln bestimmen oder
zumindest beeinflussen (BGH, Urteil vom 18. Dezember 2012 - X ZR 3/12, GRUR
2013, 275 Rn. 41 - Routenplanung; BGH, Beschluss vom 30. Juni 2015 - X ZB
1/15, GRUR 2015, 983 Rn. 24 - Flugzeugzustand). Nicht berücksichtigungsfähig
sind deshalb Anweisungen, die ausschließlich Aspekte betreffen, die nach § 1
Abs. 3 Nr. 2 bis 4 PatG von der Patentierung ausgenommen sind, zum Beispiel
die Auswahl oder Verarbeitung von Daten (BGH, GRUR 2013, 275
Rn. 42 - Routenplanung), die Wiedergabe von Informationen (BGH, GRUR 2013,
275 Rn. 43 - Routenplanung; Urteil vom 26. Oktober 2010 - X ZR 47/07, GRUR
2011, 125 Rn. 39 - Wiedergabe topografischer Informationen), wirtschaftliche oder
geschäftliche Tätigkeiten (EPA, Entscheidung vom 8. September 2000 - T 931/95
ABl. 2001, 441 = GRUR Int. 2002, 87 Leitsatz 2 - Steuerung eines Pen-
sionssystems / PBS Partnership).
Für die nach § 1 Abs. 3 Nr. 1 PatG als solche von der Patentierung aus-
geschlossenen mathematischen Methoden gilt im Grundsatz das Gleiche.
Technisches Handeln besteht im Arbeiten mit den Mitteln der Naturkräfte (BGH,
Beschluss vom 27. März 1969 - X ZB 15/67, BGHZ 52, 74, 77 ff. = GRUR 1969,
672 - Rote Taube; Beschluss vom 19. Oktober 2004 - X ZB 33/03, GRUR 2005,
141, 142 - Anbieten interaktiver Hilfe). Die diesen zugrundeliegenden Gesetz-
mäßigkeiten werden allerdings in aller Regel mit Hilfe mathematischer Methoden
beschrieben. Wird ein konkretes technisches Problem gelöst, ist es unschädlich,
dass die der Erfindung zugrunde liegende Idee in einer mathematischen Methode
liegt (Schulte, Patentgesetz, 9. Aufl. § 1 Rdn. 80). Vorliegend werden die erfassten
Messwerte (Merkmal M2) mittels des mathematischen Algorithmus’ (Merkmale M3
- 10 -
bis M5.3) weiterverarbeitet, um das konkrete technische Problem zu lösen, eine im
jeweiligen Zeitraum potentielle Leistungserbringung einer technischen Anlage
möglichst genau zu bestimmen.
Die Merkmale M3 bis M5.3 betreffen für sich gesehen zwar Rechenoperationen.
Diese Rechenschritte weisen bei dem beanspruchten Verfahren aber einen
hinreichenden Bezug zur gezielten Anwendung von Naturkräften auf. Die mit
ihnen bewirkte Weiterverarbeitung von Messwerten dient dem Zweck, eine
entgangene Energie zu ermitteln, die während eines Stillstands oder einer
Drosselung einer ersten Windenergieanlage von dieser nicht in elektrische
Energie gewandelt werden kann und zwar aus der aufgenommenen Leistung
wenigstens einer Referenz-Windenergieanlage (Merkmal M2). Ein solches
Verfahren, mit dem Messwerte physikalischer Größen mittels einer mathe-
matischen Methode auswertbar sind, bezieht sich auf die Ermittlung messbarer
Eigenschaften physikalischer Systeme unter Einsatz einer Messeinrichtung,
beinhaltet damit einen kausal übersehbaren Erfolg unter planmäßigem Einsatz
beherrschbarer Naturkräfte und hat somit technischen Charakter (vgl. BPatG,
Beschluss vom 11. Juli 2006 - 23 W (pat) 55/04 - Auswertung diskreter Mess-
werte, Leitsatz a).
Dabei ist es auch unerheblich, ob bei der Auslegung des Verfahrens nach
Anspruch 1 die Ausführung des Verfahrens nicht nur durch eine Vorrichtung,
sondern auch menschliche Verstandestätigkeit mitumfasst ist. Denn eine Lehre ist
auch dann technisch, wenn sie zur Erreichung des Erfolgs notwendigerweise
nicht-technische Mittel (Rechenregel, Algorithmus, Programm, Denkschema etc.)
oder die menschliche Verstandestätigkeit einsetzt (vgl. Schulte, PatG, 9. Auflage
2014, § 1 Rd. 65; Busse, Patentgesetz, 8. Auflage 2016, § 1 Rn. 20, s. a. Schulte,
Patentgesetz, 9. Aufl. § 1 Rdn. 33). Für die Beurteilung ist die Erfindung in ihrer
Gesamtheit zugrunde zu legen (vgl. Schulte, PatG, 9. Auflage 2014, § 1 Rd. 65).
Im vorliegenden Fall wendet sich die Erfindung nicht ausschließlich an die
menschliche Verstandestätigkeit, sondern die Erfindung besteht darin, die poten-
tielle Leistungsfähigkeit einer technischen Anlage mit Hilfe einer Referenzanlage
abhängig von der aktuellen Windrichtung, Windgeschwindigkeit und Leistung der
- 11 -
Referenzanlage zu bestimmen Die menschliche Verstandestätigkeit wird beim
Einsatz der beherrschbaren Naturkräfte - hier z. B. das Erfassen der aktuellen
Leistung wenigstens einer Referenz-Windenergieanlage - nicht so zwischenge-
schaltet, dass der Erfolg nicht mehr das Ergebnis der verwendeten technischen
Merkmale ist.


7) Der zweifelsfrei gewerblich anwendbare Gegenstand des Anspruchs 1 ist neu
und beruht auch auf erfinderischer Tätigkeit (§§ 3, 4 PatG).

Keine der im Verfahren befindlichen Entgegenhaltungen kann für sich oder in
Kombination mit einer anderen im Verfahren befindlichen Entgegenhaltung, auch
nicht in Verbindung mit Fachwissen, den Gegenstand nach Anspruch 1 nahe-
legen.

Denn aus keiner der im Verfahren befindlichen Entgegenhaltung geht eine
Anregung für einen Gegenstand mit auch den Merkmalen M5, M5.1 bis M5.3
hervor, nämlich, den Korrelationsfaktor (zur Berechnen der zu erwartenden
Leistung der ersten Windenergieanlage aus der Leistung der wenigstens einen
Referenz-Windenergieanlage, s. Merkmal M3) aus mehreren abgespeicherten
Korrelationsfaktoren auszuwählen (M5), abhängig von

- der aktuellen Windrichtung (Merkmal M5.1) und
- der aktuellen Windgeschwindigkeit (Merkmal M5.2) und
- der aktuellen Leistung der Referenz-Windenergieanlage (Merkmal M5.3).

Als dem Gegenstand nach Anspruch 1 nächstkommender Stand der Technik ist
von der E6=E12 auszugehen. Diese zeigt die Merkmale M1 bis M4. Es fehlen
jedoch die Merkmale M5 und die davon abhängigen Merkmale M5.1 bis M5.3.

- 12 -
Die weiteren Entgegenhaltungen offenbaren weder einzeln eine Vorrichtung wie
nach Anspruch 1, noch können sie in Kombination mit der E6=E12 oder
untereinander dem Fachmann eine entsprechende Vorrichtung wie nach An-
spruch 1 nahelegen.

So geht aus der E1 gar keine Verwendung eines Bezugs zwischen zwei
Windenergieanlagen hervor. Stattdessen wird eine unter Normbedingungen
erstellte Referenzkennlinie (hier: Leistung in Abhängigkeit der Windgeschwin-
digkeit) mit Korrekturfaktoren korrigiert. Die hierfür erforderlichen am Auf-
stellungsort gemessenen tatsächlichen Leistungsmittelwerte werden während des
regulären Betriebs gemessen (vgl. E1, S. 12 f.). Da es schon an der Bestimmung
mindestens eines Korrelationsfaktors für die Leistungsbeziehung zweier
Windenergieanlagen mangelt, kann die D1 weder einen Hinweis auf einen
Korrelationsfaktor noch auf seine Abhängigkeit von Windrichtung, Windge-
schwindigkeit oder Leistung einer Referenzanlage geben (fehlende Merkmale
M5 ff.).

Die E2 wiederum beschreibt die Erstellung einer Matrix von Leistungswerten eines
Windparks in Abhängigkeit verschiedener Windparameter (s. E2, Kap. 2, Abs. 1),
darunter zwar auch Windgeschwindigkeit und Windrichtung. Die E2 nimmt jedoch
keinen Bezug von einer Windenergieanlage zu einer anderen und offenbart damit
auch keine Korrelationsfaktoren. Somit kann die E2 dem Fachmann auch keinen
Weg weisen zu einer Vorrichtung wie nach E6=E12, bei der zusätzlich auch die
Merkmale M5 ff. enthalten wären.

Die E3, deren Seite 671, dortiger Abschnitt unter Bild 18.24, im Einspruchs-
verfahren hinsichtlich der Speicherung einer Vielzahl von Betriebsdaten in
Tabellendaten angeführt wurde (Einspruchsschriftsatz vom 1. November 2012,
S. 15, letzter Absatz) zeigt lediglich auf, dass elektrischen Daten und
Informationen „über längere Zeiträume gespeichert [werden] und [...] unter den
verschiedensten Aspekten ausgewertet und tabellarisch oder graphisch aufbe-
- 13 -
reitet werden [können].“ Ein Hinweis auf einen Korrelationsfaktor oder gar eine
Abhängigkeit von den Parametern nach den Merkmalen M5 ff. ist in der E3 nicht
aufgezeigt.

Nach der Entgegenhaltung E4=E16 oder der inhaltsgleichen E11 werden die
dortigen Zielgrößen, insb. die jeweilige elektrische Leistung bzw. der für einen
wählbaren Zeitraum bestimmbare Energieertrag, einer mit jeweils zwei unter-
schiedlichen Parametersätzen nacheinander betriebenen Ziel-Windenergieanlage
mit den Ergebnissen einer hinsichtlich des Parametersatzes unveränderten
Referenz-Windenergieanlage verglichen. Dabei gilt es den Betrieb der Zielwind-
energieanlage zu optimieren. Zwar gibt die E4 eine sog. Evaluierungsmatrix an, in
der Informationen über das Verhältnis von Ziel- zu Referenzwindenergieanlagen
enthalten sind. Diese ermöglichen es, „Veränderungen der Zielgrößen der
Referenz-Windenergieanlage in Veränderungen der Zielgröße der Ziel-Windener-
gieanlage umzurechnen, beispielsweise durch Berücksichtigung von unterschied-
lichen Leistungskurven von Ziel- und Referenz-Windenergieanlagen“ (E4, S. 7,
Z. 20 ff., insb. 26-33).
Weiterhin kann die Evaluierungsmatrix Koppelwerte aufweisen (E4, S. 8, Z. 8-10).
Dabei handelt es sich aber offensichtlich lediglich um die Übereinstimmungsgüte
zweier Windenergieanlagen zueinander. Dies trifft auch auf die darüber
hinausgehende Verwendung von Vektoren zu (E4, S. 8, Z. 12). Denn die
Evaluierungsmatrix dient nur dazu, die für die zu optimierende Ziel-
Windenergieanlage geeignete Referenzanlage zu bestimmen (Übereinstimmung
bezüglich intrinsischer (Anlagen-)Werte und extrinsischer Wind- und Standort-
bedingungen durch Bildung eines Bildung eines Rangwerts für jede Anlage, s. E4,
S. 17, Z. 16 ff.). Zwar kann jede Zelle der Matrix einen „Vektor“ umfassen, der
Werte für intrinsische und extrinsische Bedingungen umfasst (S. 27, Z. 2 ff), im
einfachsten Fall für verschiedene Windrichtungssektoren eine Referenzgüte, die
bspw. mit 1 bis 100 angeben ist. Damit gibt die Referenzgüte in der Evaluie-
rungsmatrix aber keinen Korrelationsfaktor für die Leistungsbeziehung zwischen
zwei Windenergieanlagen an, sondern dient lediglich zur Ermittlung der für die zu
- 14 -
optimierende Zielanlage zugrundezulegende Referenzanlage (s. a. E4, S. 16,
Z. 12 bis S. 17, Z. 22). Die in E4, S. 27, ab Z. 17, angegebene Korrekturmatrix,
welche Windrichtungssektoren berücksichtigt, hat ebenfalls nur Einfluss auf die
Referenzgüte und damit auf die Auswahl der Referenzanlage, dient jedoch
ebenfalls nicht zur Bestimmung oder den Vergleich der Messwerte der Refe-
renzanlage mit der zu optimierenden Anlage. Mangels Verwendung von vorab
bestimmten Korrelationsfaktoren für Leistungswerte können die E4=E16 und auch
die ihr prioritätsbegründend zugrundeliegende E11 keine Anregung geben für eine
entsprechende Weiterbildung des Verfahrens wie nach E6=E12 und damit eine
Vorrichtung wie nach geltendem Anspruch 1.

Die E5, zu der keine Ausführungen einer Einsprechenden vorliegen (im Schriftsatz
vom 1. November 2012, S. 16, Abs. 2, ist der Bezug zur E5 offensichtlich
unzutreffend), beschreibt lediglich die Erstellung einer Leistungskurve eines
ganzen Windparks in Abhängigkeit von Windgeschwindigkeit und Windrichtung
(s. a. E5, Kap. 1). Korrelationen zwischen einzelnen Turbinen sind nicht offenbart.

Die E7 gibt, wie die E6=E12, nur die Ermittlung einer entgangenen Ausfallarbeit
durch Übertragung des Produktionsergebnisses einer durchlaufenden Vergleichs-
anlage auf die Ausfallarbeit einer WEA unter Berücksichtigung der zuvor
ermittelten und damit bekannten Relationen zwischen deren Produktionsergeb-
nissen an (s. E7, S. 7, ab Überschrift „Vergleichsanlage“). Die E7 erläutert hierzu,
dass mit „der Kenntnis der Produktionsergebnisse aller WEA-Typen im Windpark
aus der Vergangenheit“ hinreichend genau die entgangene Ausfallarbeit aller
WEA eines Windparks ermittelt werden könne. Weitere Einflussgrößen außer dem
Produktionsergebnis dieser Vergleichsanlage sind daher nicht zu berücksichtigen,
da zusätzlich angegeben ist, dass bei diesem Verfahren (Berücksichtigung der
Produktionsergebnisse) automatisch alle Einflussfaktoren auf die Leistung der
WEA berücksichtigt seien (E7, S. 7, letztes Kapitel, Mitte, Satz 2). Einen Hinweis
auf die zusätzliche Berücksichtigung von Windrichtung und Windgeschwindigkeit
- 15 -
oder die Auswahl eines Korrelationsfaktors aus mehreren abgespeicherten
Korrelationsfaktoren gibt die E7 nicht.

Die nur pauschal von einer Einsprechenden (vgl. Schriftsatz vom 1. November
2012) angegebene E8 betrifft ein Windparkmanagementsystem. Weder offenbart
die E8 überhaupt ein zur Bestimmung entgangener Energie geeignetes Verfahren,
noch eine Beziehung zwischen einer Referenz-Windenergieanlage und eine
weiteren Windenergieanlage. Im Vergleich zu anderen Entgegenhaltungen liegt
die E8 damit weiter ab.

Die E9 beschreibt die Erstellung einer richtungsabhängigen Häufigkeitsverteilung
von Windgeschwindigkeiten für einen Teststandort (test site) und einen Refe-
renzstandort (reference site).
Dabei werden über einen kürzeren Zeitraum Windgeschwindigkeiten und zuge-
hörigen Windrichtungen an beiden Standorten gemessen, anschließend jeweils für
jeden Windrichtungssektor die Häufigkeiten der Windgeschwindigkeiten nach der
Windgeschwindigkeit sortiert und diese Häufigkeiten in Beziehung zueinander
gesetzt. Aus dieser - für einen kurzen Zeitraum - erhaltenen Beziehung zwischen
den Windgeschwindigkeitshäufigkeiten der beiden Standorte zueinander soll - aus
der über einen längeren Zeitraum vorhandenen Geschwindigkeitsverteilung des
Referenzstandorts - auf die entsprechende langfristige Geschwindigkeitsverteilung
des Teststandorts geschlossen werden.
Daraus kann wiederum auf das (langfristige) Potenzial des Teststandorts für die
Energieerzeugung geschlossen werden.
Zwar sammelt dabei das Verfahren nach der E9 Rohdaten über die Wind-
geschwindigkeit und Windrichtung für einen Teststandort und einen Referenz-
standort. Das Verfahren ermittelt aber keine Korrelationsfaktoren für Leistungen
einer ersten und einer Referenzanlage, sondern Korrelationen zwischen Ge-
schwindigkeitshäufigkeiten. Zwar wird nach der E9 die Windgeschwindigkeit und
die Windrichtung gemessen und aufgezeichnet, auch wird von den Windver-
hältnissen an einem Referenzstandort auf die eines Teststandorts und in Folge auf
- 16 -
dessen Energieproduktionspotenzial geschlossen. Dabei hebt die E9 aber selbst
hervor, dass es bei diesem Sortieren von Geschwindigkeiten (für den einen
Standort) gegenüber Geschwindigkeiten (des anderen Standorts) ziemlich
unwahrscheinlich ist, dass die zu einer bestimmten Zeit aufgezeichnete (Wind-
)Geschwindigkeit der Referenzanlage verglichen werden kann mit der zur gleichen
Zeit aufgezeichneten Windgeschwindigkeit der Testanlage. Somit wird ein
Zusammenhang zwischen Windgeschwindigkeitsverteilungen und nicht von
Windgeschwindigkeitszeiten ermittelt (E9, Sp. 3, Z. 62-67).
Da nach der E9 weder Verhältnisse von Leistungen und damit keine
entsprechenden Korrelationsfaktoren ermittelt werden, noch die in der E9
vorgeschlagenen Häufigkeitsbeziehungen einen Rückschluss von aktuellen
Windparametern des Referenzstandorts auf einen Teststandort ermöglichen,
ergibt sich für den Fachmann auch kein Hinweis auf eine vorteilhafte
Berücksichtigung und damit Übertragung der Windrichtung und der
Windgeschwindigkeit als Parameter bei den Korrelationsfaktoren für aktuelle
Anlagenleistungswerte einer Referenzanlage, wie sie die E6=E12 vorschlägt.

Die E10=E14 betrifft die Adaption einer - z.B. zuvor an einer Referenz-
windenergieanlage bestimmten - vorbestimmten Leistungskennlinie oder von
Kennlinien für andere Größen durch Adaptieren dieser Kennwerte an tatsächlich
herrschende Betriebsbedingungen (s. E10=E14, Abs. [0010]). Eine Korrelation
einer Anlage zu einer anderen Anlage ist in der E10=E14 nicht angegeben. Auch
gibt die E10=E14 keinen Hinweis für die Bestimmung oder Nutzung von
Korrelationsfaktoren und damit auch keine Bestimmung von Korrelationsfaktoren
in Abhängigkeit von diversen Parametern an. Damit kann die E10=E14 auch
keinen Hinweis geben, die E6=E12 in Richtung des Gegenstands nach geltenden
Anspruch 1 weiterzubilden. Anders als von einer Einsprechenden im Schriftsatz
vom 2. Dezember 2012 hierzu und mit Hinweis auf E10=E14, Abs. [0011],
angegeben, lehrt die Druckschrift zwar die Bestimmung von Kennlinien unter
Verwendung einer Referenz-Windenergieanlage. Dies aber nur inweit, als dort die
vorbestimmte Kennlinie für eine Anlagengröße, die abhängig ist von einem Wert
- 17 -
des Windes (vgl. E10=E14, Abs. [0028]), adaptiert wird. Eine Korrelation mit einer
anderen Windenergieanlage über Korrelationsfaktoren erfolgt nicht.

Die E13 wird von einer der Einsprechenden (s. Schriftsatz vom 2. November 2012,
S. 23, ab Abs. 3) angeführt, um zu belegen, dass es naheliegend sei, neben der
absoluten Leistung einer Windenergieanlage auch die Windverhältnisse aufzu-
zeichnen, um diese zur Berechnung von Ertragsverlusten aufgrund mangelnder
Verfügbarkeit zu verwenden. Dies trifft zwar insofern zu, als - im Anschluss an die
von der Einsprechenden zitierten Absätze (E13, S. 28, Kap. 3, 1. und
2. Absatz) - dies als eine mögliche Art angegeben ist (S. 29, Abs. 1, 2), mit den
aufgezeichneten Werten des Gondelanemometers – die entgangenen Energie-
erträge anhand der bekannten Leistungskurve ermitteln zu können (E13, S. 29,
Abs. 1, Z. 1-2; Abs. 2, Z. 8 ff.). Die Verwendung von Korrelationsfaktoren fehlt
allerdings.
Als eine dagegen ganz andere Möglichkeit für die Ertragsausfallsberechnung ist
die Abschätzung anhand des Energieertrags benachbarter WEA während der
Stillstandszeit einer WEA (E13, S. 29, Abs. 3) aufgeführt. Die Verwendung von
Korrelationsfaktoren fehlt auch hier.
Angegeben ist zur weiteren akkuraten Berechnung der Energieertragsverluste
noch eine Kombination der in E13 aufgeführten Möglichkeiten mit einem Cross-
Check der Ergebnisse (E13, S. 29, Abs. 4).
Da in der E13 aber jegliche Hinweise auf die Verwendung von Korrelations-
faktoren fehlen, kann sie auch keine Anregung geben, das Verfahren nach
E6=E12 in Richtung auf den Gegenstand nach geltendem Anspruch 1 weiter-
zubilden.

Bei der E15 wird zwar gemäß Abs. [0027] in Verbindung mit dortiger Fig. 3 das
Leistungsverhältnis zweier Windenergieanlagen in Abhängigkeit von der Wind-
richtung angegeben. Diejenigen über scharfe Peaks ersichtlichen Windrichtungen,
bei der die eine Turbine im Nachlauf („wake“) der anderen Turbine liegt, dienen
- 18 -
aber nur dazu, gemessene Werte in diesen Bereichen zu verwerfen (Abs. [0033],
[0036], Anspruch 2).
Die darüberhinausgehenden Verwendung von Korrelationsfaktoren zwischen zwei
Windenergieanlagen ist in der E15 nicht angegeben und kann damit auch nichts
zur Weiterbildung des aus der E16=E12 bekannten Verfahrens beitragen.

Die vom Senat - hinsichtlich der Patentfähigkeit des erteilten An-
spruchs 1 - eingeführte Entgegenhaltung E17 zeigt ebenfalls lediglich auf, dass
bei der dortigen Korrelation zweier Leistungskurven („test turbine“ zu „reference
turbine“) die Windrichtung aufgrund von Lage- und Nachlaufeffekten eine Rolle
spielt (E17, S. 4, rechte Spalte, Abs. unterhalb Figure 8: „due to site or wake
effects“). Die Lehre der E17 ist jedoch, dass für die dortige „relative power curve
analysis“ der Windrichtungssektor entsprechend begrenzt werden muss. Ver-
wendet werden kann nur eine Referenzanlage, die im Lageverhältnis zur
Testanlage von Wind aus einem Windrichtungssektor angeströmt wird („useful
wind direction sector for the relative power curve evaluation“), in denen das
entsprechend E17, S. 4, rechte Spalte, letzter Absatz f., bestimmte Wind-
geschwindigkeitsverhältnis stabil innerhalb eines Grenzbereichs (z. B. 0,97 und
1,03) liegt. Bestimmte Korrelationen zwischen Referenzturbine und Testturbine
gelten also nur für solche Windrichtungen (bzw. Sektoren), in denen sich die
beiden Turbinen nicht gegenseitig durch Nachlauf-(„Wake“)-Effekte des Windes
beeinflussen. Die Bestimmung eines von den vorherrschenden Windeigenschaften
abhängigen Korrelationsfaktors lehrt die E17 jedoch nicht. Damit kann auch die
E17 dem Fachmann keinen Hinweis darauf geben, das Verfahren nach E6=E12
so weiterzubilden, dass sich der Gegenstand nach geltendem Anspruch 1 ergibt.


8) Sowohl der auf eine Windenergieanlage gerichtete nebengeordnete An-
spruch 4 sowie der auf einen Windpark gerichtete Nebenanspruch 5 sind durch
den unmittelbaren oder mittelbaren Rückbezug auf das Verfahren nach
Anspruch 1 ebenfalls patentfähig.
- 19 -
9) Die auf den geltenden Anspruch 1 direkt oder indirekt rückbezogenen
Unteransprüche 2 und 3 sowie die unmittelbar bzw. mittelbar auf den Neben-
anspruch 5 rückbezogenen Unteransprüche 6 und 7 betreffen jeweils weitere,
über Selbstverständlichkeiten hinausgehende Ausführungsformen und werden
ebenfalls vom Anspruch 1 getragen.


III. Rechtsmittelbelehrung

Gegen diesen Beschluss ist das Rechtsmittel der Rechtsbeschwerde gegeben,
wenn gerügt wird, dass

1. das beschließende Gericht nicht vorschriftsmäßig besetzt war,
2. bei dem Beschluss ein Richter mitgewirkt hat, der von der Ausübung des
Richteramtes kraft Gesetzes ausgeschlossen oder wegen Besorgnis der
Befangenheit mit Erfolg abgelehnt war,
3. einem Beteiligten das rechtliche Gehör versagt war,
4. ein Beteiligter im Verfahren nicht nach Vorschrift des Gesetzes vertreten
war, sofern er nicht der Führung des Verfahrens ausdrücklich oder still-
schweigend zugestimmt hat,
5. der Beschluss aufgrund einer mündlichen Verhandlung ergangen ist, bei
der die Vorschriften über die Öffentlichkeit des Verfahrens verletzt worden
sind, oder
6. der Beschluss nicht mit Gründen versehen ist.

- 20 -
Die Rechtsbeschwerde ist innerhalb eines Monats nach Zustellung des Beschlus-
ses durch einen beim Bundesgerichtshof zugelassenen Rechtsanwalt zu unter-
zeichnen und beim Bundesgerichtshof, Herrenstraße 45a, 76133 Karlsruhe,
einzureichen. Die Frist ist nur gewahrt, wenn die Rechtsbeschwerde vor
Fristablauf beim Bundesgerichtshof eingeht. Die Frist kann nicht verlängert
werden.

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