Neubau, Repowering, Post-EEG: Geprüft, bevor die Bank prüft.
Peak Advisors prüft Ihr Windprojekt so, wie eine finanzierende Bank es prüft. Die Finanzierung übernimmt auf Wunsch Sperling Baufinanzierung, das Finanzierungsbüro von Christian Sperling, in einem eigenen Auftrag.
Einmal erklären. Bankfähig werden. Finanzieren. Prüfung bei Peak Advisors, Finanzierung auf Wunsch direkt über Sperling Baufinanzierung. Kein zweites Kennenlernen, kein zweiter Unterlagenstapel.
Weniger Anlagen.
Vielfach mehr Leistung.
Drei Rechner
für Ihre Zahlen.
Fristen, Wirtschaftlichkeit und Genehmigungsweg. Jede Voreinstellung ist belegt und im Feld änderbar. Die Rechnung läuft im Browser, es werden keine Daten übertragen.
Post-EEG-Fristenrechner
Inbetriebnahmedatum eingeben und drei Termine erhalten. Wann der EEG-Zahlungsanspruch endet, bis wann die neue Anlage nach § 16b BImSchG errichtet sein muss, wie lang die Zeit ohne Stromerlös dazwischen wird.
Repowering-Wirtschaftlichkeit
Ertrag, anzulegender Wert nach Standortgüte, Betriebskosten und Annuität in einer Rechnung. Mit Kapitaldienstdeckungsgrad und Belastungsprobe, wie eine Bank sie rechnet.
Genehmigungspfad-Prüfer
Sechs Fragen zu Bestandsanlage, Austausch, Frist, Abstand und Anlagenzahl. Danach steht fest, welches Verfahren nach § 16b BImSchG greift, dazu Prüfumfang und Fristen.
Die Struktur, die Ihren Windpark
bankfähig macht.
Ein Windpark trägt seine Finanzierung aus dem eigenen Ertrag. Deshalb prüfen Kapitalgeber die Standortgüte und das Erlösmodell, bevor sie über den Kredit entscheiden. Wir prüfen beides vorher.
Cashflow-basierte Projektfinanzierung
Die Projektfinanzierung stellt auf die zukünftigen Einnahmen des Parks ab. Der Kredit wird aus dem prognostizierten Ertrag getilgt. Die Bonität der Projektgesellschaft tritt in den Hintergrund, tragend ist der Cashflow des Standorts.
PPA-Strukturen als Bankability-Grundlage
Ein Power Purchase Agreement (PPA) legt Preis und Laufzeit der Stromlieferung vertraglich fest. Ohne Marktprämie kann er die planbare Erlösgrundlage liefern.
Kapitalquellen im Projekt
Eine Finanzierung kann Senior Debt (Bankenkredit), Mezzanine-Kapital (Nachrangkapital) und Förderkredite kombinieren. Die KfW fördert Windkraftanlagen und Repowering im Programm 270. Die EIB stellt Mittel für Wind an Land über Banken bereit.
Was eine Repowering-Finanzierung von einer Neubaufinanzierung unterscheidet
Rückbaufinanzierung
Die Altanlagen sind zurückzubauen. Die neue Anlage muss spätestens 48 Monate nach dem Rückbau errichtet sein. Rückbau und Entsorgung, auch der Rotorblätter, gehören in den Kapitalbedarfsplan.
EEG-Übergang rechnen
Die EEG-Vergütung der Altanlage wird nicht übertragen. Neue Anlagen müssen über Ausschreibungszuschläge oder PPAs eine neue, langfristige Erlösgrundlage schaffen.
Brückenfinanzierung
Zwischen Rückbau und Inbetriebnahme entfallen Einnahmen. Wir rechnen die Erlöslücke durch und weisen den Liquiditätsbedarf der Bauphase im Kapitalbedarfsplan aus.
In 7 Schritten zur
Finanzierungsentscheidung.
Von der ersten Projektidee bis zum Financial Close: Prüfung bei Peak Advisors, Finanzierung auf Wunsch direkt über Sperling Baufinanzierung.
- 01Anfrage & Machbarkeitsprüfung Bankability-Check
Ihre Projektidee wird anhand von Kerndaten einer ersten Plausibilitätsprüfung unterzogen. Sie erfahren schnell, ob das Vorhaben grundsätzlich trägt und welche Unterlagen für die weitere Prüfung fehlen.
- 02Detaillierte Analyse & Cashflow-Konzeption Modellierung
Wirtschaftlichkeitsberechnungen und Cashflow-Modelle über 15 bis 20 Jahre, mit Belastungsszenarien. Wir prüfen die Datenbasis, auf der Banken ihre Kreditentscheidung treffen.
- 03Fördermittel-Integration Bund · EU
Öffentliche Förderprogramme im Kapitalbedarfsplan. Förderkredite können die Wirtschaftlichkeit verbessern, wenn sie richtig eingebettet sind.
- 04Finanzierung Sperling Baufinanzierung
Auf Wunsch geht das geprüfte Projekt an Sperling Baufinanzierung, in einem eigenen Auftrag mit erfolgsabhängiger Vergütung.
- 05Genehmigungsbegleitung BImSchG
Wir ordnen die BImSchG-Meilensteine den Auszahlungsvoraussetzungen zu und benennen die Conditions Precedent, bevor sie im Kreditvertrag zum Problem werden.
- 06Financial Close Sperling Baufinanzierung
Die Bank bekommt genau die Unterlagen, die vorher geprüft wurden.
- 07Nach dem Financial Close auf Wunsch
Auf Wunsch prüft Peak Advisors Planabweichungen und Anschlussvorhaben.
Womit wir Ihre Windparkfinanzierung voranbringen.
Windparkfinanzierungen binden viel Kapital und viele Beteiligte. Wir kennen die Anforderungen der Kapitalgeber und prüfen Ihr Projekt an genau diesen Maßstäben.
- Prüfung mit den Augen der Bank
Cashflowmodell, Ertragsannahmen, Betriebskosten, Kapitaldienstdeckung, Belastungsszenarien. Sie kennen die kritischen Fragen, bevor eine Bank sie stellt.
- Vollständige Vorbereitung
Windgutachten, Wirtschaftlichkeitsberechnung, Cashflow-Modell, Fördermittelstruktur: bankfertig, ohne Nachreichen.
- Finanzierung über Sperling Baufinanzierung
Das Finanzierungsbüro von Christian Sperling arbeitet mit den Unterlagen, die Peak Advisors geprüft hat. Einmal erklären, dann finanzieren.
Von den Fördermitteln bis zur Auszahlung.
Auf Wunsch prüft Peak Advisors auch nach dem Financial Close Planabweichungen und Anschlussvorhaben.
- Fördermittel als Hebel
Förderkredite von Bund und EU: Die richtige Kombination kann die Projektrendite verbessern.
- Repowering-Expertise
Rückbaukosten, EEG-Übergang und Erlöslücke: durchgerechnet und im Kapitalbedarf ausgewiesen.
- Planabweichungen und Anschluss
Auf Wunsch prüfen wir Planabweichungen, Anschlussvorhaben und PPA-Verlängerungen.
Technische Due Diligence durch spezialisierte Gutachter: die Grundlage, auf der wir den Kapitaldienst rechnen.
Ein Drittel des Zubaus
entsteht auf alten Standorten.
Im ersten Halbjahr 2026 gingen 423 Windenergieanlagen mit 2.363 MW in Betrieb. 135 davon mit 770 MW entstanden durch Repowering. Das sind knapp 33 Prozent der neu installierten Leistung, vier Prozentpunkte mehr als im Vorjahr.
Alte Standorte sind erschlossen. Dazu kommt der Zeitdruck: 12,1 Gigawatt installierte Leistung haben seit Jahresbeginn 2026 keinen Vergütungsanspruch mehr nach dem EEG. Jede dieser Anlagen steht vor derselben Entscheidung. Weiterbetrieb, Rückbau oder Repowering.
Für die Finanzierung ist Repowering ein eigener Fall. Der Standort ist bekannt, die Ertragsdaten liegen aus dem Betrieb vor, das Genehmigungsverfahren ist kürzer. Gleichzeitig entstehen Positionen, die es beim Neubau nicht gibt. Der Rückbau der Altanlagen kostet Geld. Die Altfinanzierung läuft weiter. Zwischen Abschaltung und Inbetriebnahme fällt kein Stromerlös an, denn der parallele Betrieb ist unzulässig.
Diese Lücke gehört in jeden Kapitaldienstplan. Wie lang sie im konkreten Fall wird, rechnet der Post-EEG-Fristenrechner aus Inbetriebnahme, Rückbau und geplanter Inbetriebnahme der neuen Anlage.
Was Repowering vom Neubau unterscheidet,
finanziell.
Acht Punkte trennen die beiden Fälle. Sechs sprechen für das Repowering, zwei dagegen. Wer sie kennt, verhandelt über die Struktur statt über die Annahmen.
| Punkt | Repowering | Neubau auf freier Fläche |
|---|---|---|
| Genehmigungsweg | Änderungsgenehmigung nach § 16b BImSchG, geprüft wird nur das Delta zum genehmigten Zustand | Neugenehmigung nach § 4 BImSchG, voller Prüfumfang |
| Verfahrensdauer | 12,5 Monate im Mittel, Median 11,3 Monate | 21,1 Monate im Mittel, Median 15,3 Monate |
| Ertragsdaten | Betriebsdaten der Altanlagen aus dem bisherigen Betrieb | Prognose aus dem Windgutachten |
| Fläche | gesichert, Pachtverträge bestehen | Flächensicherung ist Teil der Projektentwicklung |
| Netzanschluss | vorhanden, bei höherer Einspeiseleistung neu zu prüfen. Netzverstärkung trägt der Netzbetreiber, § 17 EEG | neu herzustellen, Anschlusskosten trägt der Betreiber, § 16 EEG |
| Bauplanungsrecht | bis zum 31. Dezember 2030 privilegiert, auch wenn der Flächenbeitragswert erreicht ist, § 249 Absatz 3 BauGB | außerhalb von Windenergiegebieten nicht mehr privilegiert, sobald das Flächenziel erreicht ist |
| Rückbau | eigene Kostenposition, Sicherheitsleistung der Altanlagen ist zu klären | fällt erst am Ende der Nutzungsdauer an |
| Erlöslücke | zwangsläufig, paralleler Betrieb ist unzulässig | keine |
Die kürzere Verfahrensdauer ist der größte Hebel. Rund neun Monate weniger Vorlauf bedeuten neun Monate weniger Kosten ohne Erlös. Projektierungskosten, Gutachten und Personal laufen in dieser Zeit weiter. Welches Verfahren ein konkretes Vorhaben trägt, ordnet der Genehmigungspfad-Prüfer anhand von sechs Angaben ein.
Der zweite Hebel sind die Betriebsdaten. Gemessene Erträge ergänzen die Prognose des Windgutachtens. Wir legen sie der Bank zusammen mit dem Modell vor. Wie die Rechnung im Einzelnen läuft, steht in der Wirtschaftlichkeitsberechnung Windpark.
Nach zwanzig Jahren
bleiben drei Wege.
Marktprämie und Einspeisevergütung sind für 20 Jahre zu zahlen. Bei gesetzlich bestimmtem anzulegendem Wert endet der Anspruch zum Jahresende. Bei Ausschreibungsanlagen taggenau.
| Weg | Erlösstruktur | Finanzierungswirkung |
|---|---|---|
| Weiterbetrieb in der sonstigen Direktvermarktung | Marktpreis ohne Marktprämie | keine planbare Basis |
| Weiterbetrieb mit PPA | vertraglich fixiert über die Laufzeit | planbar, solange PPA und Reststandzeit die Kreditlaufzeit decken |
| Repowering | neuer Ausschreibungszuschlag oder langfristiges PPA | neue Erlösgrundlage, Vorlauf für Genehmigung, Gebot und Bau |
Die Auffangregelung für ausgeförderte Anlagen hilft hier nicht. Sie nimmt Windenergieanlagen an Land ausdrücklich aus. Wer weiterbetreiben will, braucht ein Erlösmodell. Die Einzelheiten stehen im Beitrag zu Post-EEG und Ü20-Anlagen.
Was sich zuletzt
geändert hat.
| Datum | Änderung |
|---|---|
| 17.09.2026 | Ausschreibung zum Gebotstermin 1. August 2026: Zuschlagswerte 4,49 bis 4,98 ct/kWh, mengengewichtet 4,79 ct/kWh |
| 23.07.2026 | Halbjahresbericht der Fachagentur Wind und Solar: 2.363 MW Zubau, davon 770 MW durch Repowering |
| 25.06.2026 | Ausschreibung zum Gebotstermin 1. Mai 2026: Zuschlagswerte 4,44 bis 5,19 ct/kWh, mengengewichtet 5,06 ct/kWh |
| 22.06.2026 | Auswertung von 1.708 genehmigten Repowering-Anlagen: Verfahren nach § 16b dauern 12,5 Monate im Mittel |
| 17.04.2026 | Vollzugshinweise zu § 16b BImSchG im Umlaufbeschluss bestätigt, Stand der Fassung 29.01.2026 |
| 16.12.2025 | Höchstwert für Ausschreibungen 2026 auf 7,25 ct/kWh festgelegt |
Drei Wege zum Erlös.
Nur zwei sind planbar.
Die Erlösseite entscheidet über die Finanzierbarkeit, bevor irgendeine Kostenposition geprüft wird. Banken finanzieren planbare Zahlungsströme. Alles andere bekommt Abschläge.
| Modell | Grundlage | Planbarkeit |
|---|---|---|
| Ausschreibungszuschlag | Zuschlagswert mal Korrekturfaktor zur Standortgüte, § 36h EEG | 20 Jahre, gesetzlich geregelt |
| PPA | Preis und Laufzeit aus dem Liefervertrag | über die Vertragslaufzeit, abhängig von der Bonität des Abnehmers |
| Sonstige Direktvermarktung | Marktpreis ohne Marktprämie | keine, der Day-Ahead-Preis schwankt viertelstündlich |
Der Zuschlagswert ist nicht der Erlös. § 36h Absatz 1 EEG multipliziert ihn mit einem Korrekturfaktor, der an der Standortgüte hängt. Schwächere Standorte erhalten einen Faktor über eins. Beim Gebotstermin 1. August 2026 lag der mengengewichtete Zuschlagswert bei 4,79 ct/kWh (Bundesnetzagentur, 17.09.2026). Bei einem Gütefaktor von 74 Prozent ergeben sich daraus 5,93 ct/kWh.
Der Wert ist nicht für 20 Jahre fest. Der Gütefaktor wird nach jeweils fünf Betriebsjahren neu bestimmt. Die Anpassung wirkt ab Beginn des sechsten, elften und sechzehnten Jahres nach der Inbetriebnahme, § 36h Absatz 2 EEG. Weicht er um mehr als zwei Prozentpunkte ab, wird nachgezahlt oder zurückgefordert. Diese Nachprüfung gehört in jedes Cashflow-Modell, das eine Bank sieht.
Beim PPA verschiebt sich die Prüfung auf den Abnehmer. Seine Bonität trägt den Erlös. Eine Laufzeit, die kürzer ist als die Kreditlaufzeit, erzeugt ein Anschlussrisiko. Für die Zeit danach zählt der Marktpreis. Die Übertragungsnetzbetreiber veröffentlichen die Marktwerte für Wind an Land auf netztransparenz.de.
Alle Gebotstermine seit 2025 mit Spanne, Durchschnitt und Höchstwert stehen unter EEG-Ausschreibungen Wind an Land. Die Systematik des Korrekturfaktors erklärt der Beitrag zur Standortgüte.
Woran eine Zusage hängt,
wenn der Cashflow steht.
Ist die Erlösseite geklärt, entscheidet die Struktur. Wir prüfen dabei vier Bausteine.
| Baustein | Zweck | Was zu klären ist |
|---|---|---|
| Projektgesellschaft | trennt das Vorhaben vom übrigen Vermögen | Gesellschaftsvertrag, Gesellschafterdarlehen, Nachrangabreden |
| Sicherheitenpaket | sichert den Kredit am Projekt selbst | Grundpfandrechte oder Dienstbarkeiten, Abtretung der Erlöse, Verpfändung der Anteile, Vertragseintritt |
| Reservekonto | fängt schwache Windjahre ab | Höhe, Dotierung, Verfügung, Ausschüttungssperre |
| Auszahlungsvoraussetzungen | legt fest, wann Geld fließt | Eigenkapital eingezahlt, Genehmigung bestandskräftig, Zuschlag oder PPA, wesentliche Verträge geschlossen |
Beim Repowering kommen zwei Punkte hinzu, die beim Neubau fehlen. Die Rückbauverpflichtung der Altanlagen besteht unabhängig vom neuen Vorhaben. Ist dafür eine Sicherheitsleistung gestellt, bindet sie Mittel oder Sicherheiten. Und eine bestehende Altfinanzierung läuft weiter, bis sie abgelöst ist. Restschuld, Zinsbindung und bestellte Sicherheiten gehören deshalb in die erste Anfrage, nicht in die zweite Runde.
Wie Reservekonten, Ausschüttungssperren und Kapitaldienstpläne im Einzelnen aufgebaut werden, behandelt der Beitrag zur cashflowbasierten Windparkfinanzierung. Die Behandlung der Rückbauverpflichtung im Kreditvertrag steht unter Rückbaufinanzierung.
Wir bereiten diese Punkte vor der ersten Kreditanfrage auf und kennzeichnen jede Position, die noch auf einem Angebot beruht statt auf einem Vertrag. Das verkürzt die Rückfragen der Kreditabteilung und verhindert, dass ein Vorhaben an einer fehlenden Unterlage hängt.
Fünf Fehler,
die Zeit und Geld kosten.
Diese Punkte prüfen wir vor der ersten Kreditanfrage.
| Fehler | Folge | Abhilfe |
|---|---|---|
| Bestandsgenehmigung unvollständig | Ohne alle Nachträge fehlt der Vergleichsmaßstab der Delta-Prüfung. Der Vorteil des § 16b entfällt | Genehmigungsakte früh vollständig beschaffen, auch aus dem Behördenarchiv |
| Erlöslücke nicht beziffert | Der Kapitaldienstplan bleibt unvollständig | Rückbau, Errichtung und Inbetriebnahme mit Datum planen und in den Kapitaldienstplan übernehmen |
| Altfinanzierung zu spät offengelegt | Restschuld und bestellte Sicherheiten verändern die Struktur nachträglich | Restsaldo, Zinsbindung und Sicherheitenstand in die erste Anfrage aufnehmen |
| Typenwechsel ohne Prüfung der Grenzen | Außerhalb von acht, zwanzig und acht Metern läuft die volle Delta-Prüfung nach § 16b Absatz 1 | Grenzen vor der Bestellung prüfen und im Liefervertrag absichern |
| Meldefrist des Gebotstermins verpasst | Das Gebot verschiebt sich um drei Monate, die Erlöslücke wächst mit | Genehmigungstermin und Meldefrist gemeinsam planen |
Vier dieser fünf Punkte sind Terminfragen. Sie entstehen nicht aus fehlendem Wissen, sondern aus getrennten Zuständigkeiten. Technik plant den Anlagentausch, Recht führt das Genehmigungsverfahren, Finanzen rechnen das Modell. Die Fristen laufen aber quer durch alle drei Bereiche.
Wir setzen deshalb am Terminplan an, bevor wir über Konditionen sprechen. Die Fristen rechnet der Post-EEG-Fristenrechner, das Verfahren ordnet der Genehmigungspfad-Prüfer ein. Erst danach ist die Kapitaldienstrechnung belastbar.
Häufige Fragen zur
Windparkfinanzierung.
Was ist Repowering und lohnt es sich finanziell?
Repowering bezeichnet den Austausch alter gegen neue, leistungsfähigere Anlagen am selben Standort. Belegt ist für Januar 2023 bis April 2026: 1.708 genehmigte Repowering-Anlagen ersetzen 2.327 Bestandsanlagen, die Anlagenzahl sinkt um 27 Prozent, die Leistung steigt von 3.314 auf 10.127 Megawatt (Fachagentur Wind und Solar, 22.06.2026). Das VSB-Projekt „Elster" zeigt das exemplarisch: 16 neue Anlagen ersetzen 50 Altanlagen und versechsfachen den Ertrag auf 235 GWh/Jahr.
Wie wird eine Windparkfinanzierung cashflow-basiert gerechnet?
Bei der Projektfinanzierung von Windparks zählt die Ertragskraft des Parks selbst. Die Bilanz des Betreibers steht dabei im Hintergrund. Grundlage sind belastbare Windgutachten, Ertragsprognosen und Cashflow-Modelle. Diese bilden die Basis für die Kreditentscheidung. Kombiniert werden Senior Debt (Hauptkredit), Mezzanine-Kapital (Nachrangkapital) und öffentliche Förderkredite.
Was passiert mit der EEG-Vergütung beim Repowering?
Die EEG-Vergütung der Altanlage wird nicht auf die neue Anlage übertragen. Nach 20 Jahren Förderlaufzeit haben Betreiber drei Optionen: Weiterbetrieb mit unsicheren Direktvermarktungserlösen, Stilllegung oder Repowering. Neue Anlagen brauchen eine eigene Erlösgrundlage, einen Ausschreibungszuschlag oder ein PPA. Peak Advisors prüft die neuen Erlösannahmen und rechnet den Übergang im Cashflowmodell durch.
Ab welcher Projektgröße berät Peak Advisors?
Wir beraten Windprojekte ab einem Vorhabensvolumen von 5.000.000 Euro, für institutionelle Projektentwickler, Kommunen und Betreibergesellschaften. Geprüft werden Cashflowmodell, Ertragsannahmen, Betriebskosten, Kapitaldienstdeckung und Belastungsszenarien. Die Finanzierung übernimmt auf Wunsch Sperling Baufinanzierung in einem eigenen Vertrag.
Was ist ein PPA und warum ist es für Repowering-Projekte entscheidend?
Ein Power Purchase Agreement (PPA) ist ein Stromliefervertrag zwischen dem Windparkbetreiber und einem Abnehmer, etwa einem Industrieunternehmen. Preis, Laufzeit und Mengenregelung stehen im Vertrag. Ohne Marktprämie kann der PPA die planbare Erlösgrundlage liefern. Wir prüfen, ob Laufzeit und Bonität des Abnehmers zur Kreditlaufzeit passen.
Wie lange dauert eine Repowering-Genehmigung?
Verfahren nach § 16b BImSchG dauerten im Mittel 12,5 Monate, im Median 11,3 Monate. Grundlage ist die Auswertung von 1.708 genehmigten Anlagen zwischen Januar 2023 und April 2026 (Fachagentur Wind und Solar, 22.06.2026). Neuvorhaben auf freier Fläche dauerten 21,1 Monate. Dazu kommen Planung, Gutachten, Gebotstermin und Lieferzeit.
Welche Fristen gelten beim Repowering?
Zwei Fristen laufen unabhängig voneinander. Der EEG-Anspruch läuft 20 Jahre. Bei Inbetriebnahme bis Ende 2016 endet er am 31. Dezember des 20. Jahres. Die neue Anlage muss innerhalb von 48 Monaten nach dem Rückbau errichtet sein, § 16b Absatz 2 Satz 2 Nummer 1 BImSchG. Diese Frist beginnt mit dem Rückbau. Der Post-EEG-Fristenrechner rechnet beide Termine aus.
Dürfen alte und neue Anlage gleichzeitig laufen?
Nein. § 16b Absatz 10 Satz 2 BImSchG schließt den parallelen Betrieb aus. Mit der Errichtung darf während des Altbetriebs begonnen werden, wenn Standsicherheit und Arbeitsschutz gewahrt sind. Die Erlöslücke zwischen Abschaltung und Inbetriebnahme lässt sich dadurch verkürzen. Vermeiden lässt sie sich nicht.
Welchen Abstand darf die neue Anlage zum alten Standort haben?
Höchstens das Fünffache der Gesamthöhe der neuen Anlage. Gemessen wird bei Windenergieanlagen vom Mastmittelpunkt. Die Vollzugshinweise der Bund/Länder-Arbeitsgemeinschaft Immissionsschutz vom 29.01.2026 halten den Wortlaut für zwingend. Geringfügige Abweichungen sind unzulässig.
Wie hoch ist der anzulegende Wert nach einem Zuschlag?
Der Zuschlagswert wird mit einem Korrekturfaktor multipliziert, der an der Standortgüte hängt, § 36h Absatz 1 EEG. Beim Gebotstermin 1. August 2026, bekannt gegeben am 17.09.2026, lag der mengengewichtete Zuschlagswert bei 4,79 ct/kWh. Bei einem Gütefaktor von 74 Prozent ergeben sich daraus 5,93 ct/kWh. Der Repowering-Wirtschaftlichkeitsrechner rechnet das durch.
Was kostet ein Windpark je Kilowatt?
Die Deutsche WindGuard hat die Kosten im Auftrag des Bundeswirtschaftsministeriums erhoben, Stand 2025. Die Hauptinvestitionskosten mit Fundament lagen 2025 zwischen 960 und 1.390 Euro je Kilowatt. Die Spanne hängt von Leistungs- und Gesamthöhenklasse ab. Die Investitionsnebenkosten beziffert die Studie auf 550 Euro je Kilowatt.
Was passiert mit der Altfinanzierung beim Repowering?
Sie läuft weiter, bis sie abgelöst ist. Restschuld, Zinsbindung und bestellte Sicherheiten gehören deshalb in die erste Kreditanfrage. Gleiches gilt für die Rückbauverpflichtung der Altanlagen und die dafür gestellte Sicherheitsleistung. Beides wirkt auf die freien Sicherheiten des neuen Vorhabens.
Wie läuft der Netzanschluss beim Repowering?
Der Anschlusspunkt der Altanlagen besteht, die neue Anlage speist aber mehr Leistung ein. Netzbetreiber prüfen deshalb neu, ob der vorhandene Anschluss ausreicht. Die Kosten des Anschlusses trägt der Anlagenbetreiber, § 16 EEG. Optimierung, Verstärkung und Ausbau des Netzes trägt der Netzbetreiber, § 17 EEG. Die Position gehört früh in die Investitionsrechnung.
Welche Unterlagen braucht die erste Kreditanfrage?
Windgutachten, Anlagenangebot, Genehmigungsstand, Flächen- und Pachtverträge, Gesellschaftsunterlagen und die Kapitaldienstrechnung. Beim Repowering kommen die Bestandsgenehmigung mit allen Nachträgen, der Terminplan zwischen Rückbau und Errichtung sowie die Daten der Altfinanzierung hinzu. Der Erfassungsbogen fragt diese Angaben strukturiert ab.
Alle Fachbegriffe im Finanzierungswissen.
Repowering, PPA, DSCR, Mezzanine, Standortgüte: Alle relevanten Begriffe der Windparkfinanzierung sind im Peak Advisors Finanzierungswissen ausführlich erklärt.
Zwei Aufträge, zwei Preise, beide vorher bekannt.
Prüfung
Cashflowmodell, Ertragsannahmen, Betriebskosten, Kapitaldienstdeckung, Belastungsszenarien. Individuelle Vereinbarung nach Aufwand, schriftlich vor dem Auftrag.
Finanzierung
Die Finanzierung übernimmt auf Wunsch Sperling Baufinanzierung, das Finanzierungsbüro von Christian Sperling, in einem eigenen Auftrag. Die Vergütung ist erfolgsabhängig und wird vorher schriftlich vereinbart.
Die Bank bekommt genau die Unterlagen, die vorher geprüft wurden. Kein Neuanfang, kein zweiter Berater, keine doppelte Erklärung. So arbeiten wir →
Ihr Windparkprojekt
prüfen lassen.
Bei einem Windpark entscheidet der Ertrag über die Finanzierbarkeit. Wir prüfen Cashflowmodell und Annahmen und benennen die Lücken, die eine Bank finden würde.
- Eine Anschrift
Auch Windprojekte reichen Sie über den Erfassungsbogen ein. Wählen Sie dort die Vorhabensart Erneuerbare Energien.
- Getrennte Aufträge, zwei Preise
Beide vorher bekannt: Prüfung bei Peak Advisors nach Aufwand, Vermittlung gegen Erfolgsvergütung bei Sperling Baufinanzierung.
- Ein Ansprechpartner für beides
Die Prüfung bei Peak Advisors, die Finanzierung auf Wunsch über Sperling Baufinanzierung. So arbeiten wir
Der Erfassungsbogen
Der Bogen fragt ab, was für ein Windprojekt zählt: Projektart, Genehmigungsstand, Vergütungsstruktur, Volumen und vorhandene Unterlagen. Am Ende steht Ihre Unterlagenliste.
Wir lesen Ihre Angaben und sagen Ihnen, welcher Weg passt. Ein zweites Formular gibt es nicht.
Quellen · Stand dieser Seite: 25.09.2026. Preise und Leistungsumfang verbindlich laut Beratungsvertrag und Leistungsbeschreibung.
- Fachagentur Wind und Solar, eigene Erhebung: Status des Windenergieausbaus an Land in Deutschland, 1. Halbjahr 2026, Seite 5: 423 Anlagen mit 2.363 MW, davon 135 mit 770 MW durch Repowering, Quote knapp 33 Prozent, 12,1 GW ohne Vergütungsanspruch, veröffentlicht 23.07.2026. Quelle
- Fachagentur Wind und Solar, eigene Erhebung: Dimensionen des Repowerings, Datenauswertung Januar 2023 bis April 2026: 1.708 Neuanlagen, 2.327 Bestandsanlagen, 3.314 auf 10.127 MW, Verfahrensdauer nach § 16b im Mittel 12,5 Monate, veröffentlicht 22.06.2026. Quelle
- Bundesnetzagentur, Wind an Land, Gebotstermin 1. August 2026: Zuschlagswerte 4,49 bis 4,98 ct/kWh, mengengewichtet 4,79 ct/kWh, Höchstwert 7,25 ct/kWh, Ergebnis vom 17.09.2026, abgerufen 25.09.2026. Quelle
- Bundesnetzagentur, Pressemitteilung vom 16.12.2025, Festlegung der Höchstwerte 2026: Wind an Land 7,25 ct/kWh, abgerufen 20.09.2026. Quelle
- Bundesnetzagentur, Ausschreibungsverfahren Windenergieanlagen an Land: Gebotstermine 1. Februar, 1. Mai, 1. August, 1. November, Meldung der Genehmigung vor dem Gebotstermin, abgerufen 20.09.2026. Quelle
- Bund/Länder-Arbeitsgemeinschaft Immissionsschutz, Vollzugshinweise zu § 16b BImSchG Repowering, Stand 29.01.2026, Umlaufbeschluss 09/2026 vom 17.04.2026, Seiten 7, 9, 14, 22 und 23: Delta-Prüfung, 48 Monate, fünffache Gesamthöhe ab Mastmittelpunkt, Typenwechsel, kein paralleler Betrieb. Quelle
- Clearingstelle EEG|KWKG, Häufige Rechtsfrage 69: Ende des Vergütungszeitraums, Verlängerung bis 31. Dezember des 20. Jahres, Anschlussvergütung nicht für Windenergieanlagen an Land, Stand 27.07.2026. Quelle
- Erneuerbare-Energien-Gesetz, §§ 16 und 17: Kosten des Netzanschlusses beim Anlagenbetreiber, Kosten der Netzoptimierung, -verstärkung und des -ausbaus beim Netzbetreiber, Lesefassung der Clearingstelle EEG|KWKG, Stand 05.02.2024. Quelle
- Niedersächsisches Ministerium für Ernährung, Landwirtschaft und Verbraucherschutz, Arbeitshilfe zur Ausweisung von Windenergiegebieten, Juni 2024, Seiten 4 und 5: Privilegierung nach Erreichen des Teilflächenziels, Ausnahmen für Repowering. Quelle
- KfW, Merkblatt Erneuerbare Energien Standard 270, Stand 05/2025: Windkraftanlagen und Repowering förderfähig, Kreditprogramm ohne Zuschuss. Quelle
- Europäische Investitionsbank, Pressemitteilung vom 21.03.2024: Rahmendarlehen an die DKB für Wind an Land und Photovoltaik in Deutschland. Quelle
- Deutsche WindGuard im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, Kostensituation der Windenergie an Land, Stand 2025, FKZ 03MAP434, Seiten 11 und 18. Quelle
- VSB Gruppe zum eigenen Projekt, Pressemitteilung vom 16.04.2025: Windpark Elster, 16 Neuanlagen ersetzen 50 Altanlagen, rund 235 GWh im Jahr, sechsmal mehr als zuvor. Quelle
- Bundesnetzagentur, SMARD, Meldung vom 10.10.2025: Day-Ahead-Auktion seit 1. Oktober 2025 mit viertelstündlichen Produkten. Quelle
- Übertragungsnetzbetreiber, netztransparenz.de, Marktwertübersicht zur Marktprämie, abgerufen 20.09.2026. Quelle