Der Kapitaldienstdeckungsgrad zeigt, ob der Cashflow eines Repowerings den Kapitaldienst deckt. Er entsteht aus Ertrag, anzulegendem Wert, Betriebskosten und Annuität. Dieses Werkzeug rechnet die Kette offen durch, mit änderbaren Ausgangswerten und einer Belastungsprobe für Ertrag, Kosten und Zins.
Die Rechenkette
Eine Wirtschaftlichkeitsrechnung für ein Windprojekt besteht aus wenigen Größen, die aufeinander aufbauen. Jede hat eine eigene Fundstelle, und keine ersetzt eine andere.
| Jahresertrag | installierte Leistung × Volllaststunden |
| Anzulegender Wert | Zuschlagswert × Korrekturfaktor, auf zwei Stellen gerundet |
| Jahreserlös | Jahresertrag × anzulegender Wert |
| Cashflow vor Kapitaldienst | Jahreserlös − Betriebskosten |
| DSCR | Cashflow ÷ Kapitaldienst des Jahres |
Vom Zuschlagswert zum Erlös
Der Zuschlagswert der Ausschreibung 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 und damit einen höheren anzulegenden Wert je Kilowattstunde. Zwischen den Stützstellen wird linear interpoliert, das Ergebnis nach Absatz 5 auf zwei Stellen gerundet [1].
- 50 %
- 1,55
- 60 %
- 1,42
- 70 %
- 1,29
- 80 %
- 1,16
- 90 %
- 1,07
- 100 %
- 1,00
- 110 %
- 0,94
- 120 %
- 0,89
- 130 %
- 0,85
- 140 %
- 0,81
- 150 %
- 0,79
Gütefaktoren unter 60 % werden nur in der Südregion angesetzt, dort bis 50 % [2]. Außerhalb der Südregion gilt darunter der Faktor für 60 %. Die Fachagentur Wind und Solar weist für 2.759 bezuschlagte Anlagen einen mittleren Gütefaktor von 74 % aus, Median 73 %. Zwei Drittel liegen zwischen 65 und 85 % [3]. 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 [1]. Weicht der Faktor um mehr als zwei Prozentpunkte ab, wird nachgezahlt oder zurückgefordert. Was das für die Kalkulation heißt, steht im Beitrag zur Standortgüte.
Woher die Ausgangswerte stammen
| Feld | Voreinstellung | Herkunft |
|---|---|---|
| Nennleistung je Anlage | 6,0 MW | mittlere Generatorleistung genehmigter Repowering-Anlagen 5,9 MW [4] |
| Volllaststunden | 3.000 h/a | Rechenannahme ohne amtliche Referenz. Setzen Sie den Ertrag aus Ihrem Windgutachten ein |
| Zuschlagswert | 4,79 ct/kWh | mengengewichteter Zuschlagswert, Gebotstermin 01.08.2026 [5] |
| Gütefaktor | 74 % | bundesweiter Mittelwert, 2.759 Anlagen [3] |
| Hauptinvestitionskosten | 1.250 Euro/kW | Annahme innerhalb der Spanne 960 bis 1.390 Euro/kW der Erhebung [6] |
| Investitionsnebenkosten | 550 Euro/kW | Erhebungswert für Inbetriebnahmen 2025 bis 2028 [6] |
| Betriebskosten | 51 Euro/kW/a | Erhebungswert erste Betriebsdekade, zweite Dekade 53 Euro/kW/a [6] |
| Eigenkapitalanteil | 15 % | Rechenannahme derselben Erhebung [6] |
| Zinssatz | 4,4 % | Rechenannahme derselben Erhebung, 20 Jahre Kreditlaufzeit [6] |
| Laufzeit | 20 Jahre | Betrachtungszeitraum derselben Erhebung [6] |
Die Erhebung der Deutschen WindGuard im Auftrag des Bundeswirtschaftsministeriums gliedert die Hauptinvestitionskosten nach Leistungsklasse und Gesamthöhenklasse. Die Zuordnung der Einzelwerte ist aus der Abbildung nur am Original sicher abzulesen; belastbar ist die Spanne von 960 bis 1.390 Euro je Kilowatt. Prüfen Sie den Wert für Ihre Anlagenklasse in der Quelle, bevor Sie das Ergebnis weitergeben. Bankgebühren und Kosten der Vor- oder Zwischenfinanzierung führt die Erhebung unter den sonstigen Investitionsnebenkosten [6]. Sie stecken damit anteilig in den 550 Euro je Kilowatt.
Warum die Belastungsprobe mitläuft
Nach den EBA-Leitlinien für die Kreditvergabe berücksichtigen Institute auch die projizierte Finanzlage des Kreditnehmers [7]. Der Rechner zeigt deshalb vier Abweichungen mit ihrem Kapitaldienstdeckungsgrad. Fällt einer davon unter eins, ist der Kapitaldienst in diesem Fall nicht gedeckt. Stellschrauben sind dann Eigenkapital, Laufzeit und Reserven.
Welche Sicherungsmechanismen dabei üblich sind und wie ein Kapitaldienstplan über die Laufzeit aufgebaut wird, steht im Beitrag zur cashflowbasierten Windparkfinanzierung. Die Größen selbst und ihre Fundstellen behandelt die Wirtschaftlichkeitsberechnung Windpark.
Was das Werkzeug bewusst nicht rechnet
| Nicht enthalten | Grund |
|---|---|
| Marktübliche DSCR-Anforderung | Keine amtliche Erhebung für den deutschen Markt. Der Rechner gibt deshalb keinen Zielwert vor |
| Erzielte Eigenkapitalrenditen | Keine amtliche Statistik. Der Rechner zeigt nur die einfache Verzinsung eines Jahres, keine Rendite über die Laufzeit |
| Langfristige PPA-Preise | Keine amtliche Preisstatistik für Neubau-PPA. Tragen Sie den Vertragspreis im Feld für den festen Erlös ein |
| Kostenvorteil gegenüber Neubau | Keine amtliche Erhebung mit belastbaren Zahlen |
| Rückbau und Erlöslücke | Beides gehört in die Projektrechnung, hängt aber am Terminplan. Dafür gibt es den Post-EEG-Fristenrechner |
Rechnen Sie das Vorhaben zuerst mit Ihren eigenen Zahlen aus dem Windgutachten und dem Anlagenangebot, nicht mit den Voreinstellungen. Fällt ein Fall der Belastungsprobe unter eins, klären Sie zuerst die Struktur.
Häufige Fragen
Welchen Kapitaldienstdeckungsgrad verlangen Banken?
Dazu gibt es keine amtliche Erhebung für den deutschen Markt. Der Rechner gibt deshalb keinen Zielwert vor. Er zeigt das Ergebnis und die Abweichungen in der Belastungsprobe.
Warum ist der Zuschlagswert nicht der Erlös?
Weil § 36h Absatz 1 EEG den Zuschlagswert mit einem Korrekturfaktor multipliziert, der an der Standortgüte hängt. Bei einem Gütefaktor von 74 % liegt der Faktor zwischen den Stützstellen 70 und 80 % und wird linear interpoliert. Das Ergebnis wird nach Absatz 5 auf zwei Stellen gerundet.
Kann ich den Gütefaktor aus den Volllaststunden ableiten?
Nein. Der Gütefaktor setzt den Standortertrag ins Verhältnis zum Referenzertrag desselben Anlagentyps. Zwei Anlagen mit gleichem Gütefaktor können unterschiedliche Volllaststunden haben. Die Volllaststunden am Referenzstandort hängen von Flächenleistung und Nabenhöhe ab. Beide Größen sind deshalb getrennte Eingabefelder.
Sind Bauzeitzinsen in den Investitionskosten enthalten?
Teilweise. Die Erhebung führt Bankgebühren und Kosten der Vor- oder Zwischenfinanzierung unter den sonstigen Investitionsnebenkosten. Mit der Voreinstellung von 550 Euro je Kilowatt sind sie also anteilig enthalten. Rechnen Sie mit eigenen Nebenkosten, prüfen Sie, ob diese Posten darin stecken.
Warum ändert sich der anzulegende Wert im Betrieb?
Weil der Gütefaktor mit Wirkung ab dem sechsten, elften und sechzehnten Jahr nach der Inbetriebnahme neu bestimmt wird, jeweils auf Basis der zurückliegenden fünf Betriebsjahre. Weicht er um mehr als zwei Prozentpunkte ab, wird nachgezahlt oder zurückgefordert, § 36h Absatz 2 EEG.
Taugt das Ergebnis als Bankunterlage?
Als Vorprüfung ja, als Bankrechnung nein. Es fehlen Reservekonten, Ausschüttungssperren, Steuern, die Gesellschafterebene, Ertragsminderungen aus Abschaltauflagen und der Rückbau der Bestandsanlagen. Eine Bankunterlage rechnet zudem über die gesamte Laufzeit, nicht für ein Jahr.
Werden meine Eingaben gespeichert oder übertragen?
Nein. Die Rechnung läuft vollständig im Browser. Es werden keine Daten an den Server übertragen und keine im Browser abgelegt. Die Seite setzt keine Cookies.
Quellen
- Bundesministerium der Justiz, § 36h EEG, Anzulegender Wert für Windenergieanlagen an Land, Korrekturfaktoren, lineare Interpolation, Nachprüfung und Rundung nach Absatz 5, am 20.09.2026 nicht abrufbar, Tabelle belegt durch Quelle 2 Quelle
- Umweltbundesamt, Factsheet Referenzertragsmodell, Tabelle 1 Korrekturfaktoren 50 bis 150 Prozent, lineare Interpolation, Gütefaktoren unter 60 Prozent nur in der Südregion, Stand 08.04.2026, abgerufen 20.09.2026 Quelle
- Fachagentur Wind und Solar, Gütefaktoren von Windenergieanlagen an Land mit Ausschreibungszuschlag, Mittel 74 Prozent, Median 73 Prozent, 68 Prozent zwischen 65 und 85 Prozent, 2.759 Anlagen, Anpassung nach 5, 10 und 15 Betriebsjahren, Stand Juni 2025, abgerufen 20.09.2026 Quelle
- Fachagentur Wind und Solar, Dimensionen des Repowerings, mittlere Generatorleistung neuer Anlagen 5,9 MW, Datenauswertung Januar 2023 bis April 2026, Juli 2026, abgerufen 20.09.2026 Quelle
- Bundesnetzagentur, Wind an Land, Gebotstermin 1. August 2026, Zuschlagswerte 4,49 bis 4,98 ct/kWh, mengengewichtet 4,79 ct/kWh, bekannt gegeben 17.09.2026, abgerufen 20.09.2026 Quelle
- Deutsche WindGuard im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, Kostensituation der Windenergie an Land, Stand 2025, Bericht vom 02.12.2025: Hauptinvestitionskosten 960 bis 1.390 Euro je kW, Investitionsnebenkosten 550 Euro je kW für Inbetriebnahmen 2025 bis 2028 einschließlich Bankgebühren und Zwischenfinanzierung (Seite 20), Betriebskosten 51 und 53 Euro je kW und Jahr, 15 Prozent Eigenkapital, 4,4 Prozent Fremdkapitalzins, 20 Jahre, abgerufen 20.09.2026 Quelle
- Europäische Bankenaufsichtsbehörde, Leitlinien für die Kreditvergabe und Überwachung, EBA/GL/2020/06, Abschnitt 5.2, Randnummer 128 zur aktuellen und projizierten Finanzlage, abgerufen 20.09.2026 Quelle
Alle Angaben mit Stand 20.09.2026. Das Werkzeug gibt Rechtsnormen und veröffentlichte Daten mit Fundstelle wieder. Es ersetzt keine Rechts- oder Finanzierungsberatung im Einzelfall.