Cashflowbasierte Windparkfinanzierung

Warum die Bilanz in den Hintergrund tritt

Eine neu gegründete Projektgesellschaft hat keine Historie, keine Jahresabschlüsse und kein Rating. Die Projektfinanzierung dreht die Prüfung deshalb um: Maßgeblich ist der Zahlungsstrom, den die Anlage über ihre Laufzeit erzeugt. An die Stelle von Jahresabschlüssen treten Ertragsgutachten, an die Stelle der Bonität die Vertragslage, an die Stelle der Substanz das Sicherheitenpaket am Projekt. Das Cashflow-Modell ist damit kein Anhang zur Kreditanfrage, sondern ihr Gegenstand. Es besteht aus drei Blöcken: Erlösseite, Kostenseite und Deckungskennzahlen.

Erlösseite: vom Zuschlagswert zum anzulegenden Wert

Der Zuschlagswert aus der Ausschreibung ist nicht der Erlös. Nach § 36h EEG wird er an die Standortgüte angepasst. Der Gütefaktor ist das Verhältnis von Standortertrag zu Referenzertrag; der zugehörige Korrekturfaktor reicht von 1,55 bei einem Gütefaktor von 50 Prozent über 1,00 bei 100 Prozent bis 0,79 ab 150 Prozent. Erst das Produkt aus Zuschlagswert und Korrekturfaktor ist der anzulegende Wert. Der Gütefaktor wird mit Wirkung ab Beginn des sechsten, elften und sechzehnten auf die Inbetriebnahme folgenden Jahres am tatsächlichen Standortertrag neu berechnet, angepasst wird bei einer Abweichung von mehr als zwei Prozentpunkten; zu viel gezahlte Beträge sind zurückzuzahlen. Ein Modell, das nur den prognostizierten Faktor kennt, bildet diese Rückzahlung nicht ab, siehe Standortgüte.

Ausgezahlt wird der anzulegende Wert nicht als feste Vergütung, sondern als Marktprämie in der geförderten Direktvermarktung: Der Betreiber verkauft den Strom über einen Direktvermarkter und erhält vom Netzbetreiber die Differenz zum Marktwert.

Der Bezug auf den Jahresmarktwert ist für die Modellierung entscheidend. Nach Anlage 1 EEG gilt der Monatsmarktwert nur für Anlagen, die vor dem 1. Januar 2023 in Betrieb genommen wurden oder deren Zuschlag vor diesem Tag erteilt worden ist; für alle neueren Anlagen wird der Jahresmarktwert angesetzt. Ein Modell, das mit Monatsmarktwerten rechnet, bildet die Erlösseite eines heutigen Projekts nicht ab. Die Veräußerungsform lässt sich nach § 21b EEG nur zum Monatsersten wechseln, die Einspeisung ist viertelstündlich zu messen.

Hinzu kommt die Kürzung bei negativen Preisen. Nach § 51 EEG verringert sich der anzulegende Wert in jedem Zeitraum mit negativem Spotmarktpreis auf null; die frühere Mindestdauer von vier Stunden ist durch das sogenannte Solarspitzengesetz zum 25.02.2025 entfallen und greift für seither in Betrieb genommene Anlagen nicht mehr. Nach § 51a EEG verlängert sich der Vergütungszeitraum um diese Viertelstunden. Der Erlösausfall wird also nicht ersetzt, sondern in Jahre geschoben, in denen der Kredit nach Plan längst getilgt ist; für den Kapitaldienst der ersten Jahre ist das kein Ausgleich. Wer die Erlösseite statt über den Zuschlag über ein Power Purchase Agreement absichert, tauscht dieses Risiko gegen das Bonitätsrisiko des Abnehmers.

Kostenseite: was belegt ist und was nicht

Die Deutsche WindGuard nennt in der Kostensituation der Windenergie an Land, Stand 2025, veröffentlicht am 02.12.2025, 51 €/kW und Jahr für das erste und 53 €/kW und Jahr für das zweite Betriebsjahrzehnt, dazu Investitionsnebenkosten von rund 550 €/kW, davon 30 Prozent Planung. Wie sich die Betriebskosten auf die einzelnen Verträge verteilen, veröffentlicht sie nicht.

Eine veröffentlichte Aufteilung stammt aus einem Bankvortrag: Die Volksbank Mittelhessen hat auf den Windenergietagen mit Stand drittes Quartal 2024 dargestellt, wie sich die Umsatzerlöse eines Windparks verteilen.

Die Anteile stammen aus einem einzelnen Vortrag, nicht aus einer Marktstatistik, und trennen die technische nicht von der kaufmännischen Betriebsführung: Beide stecken in den zwei Prozent. Entscheidend ist die Größenordnung der Fremdkapitalseite. Zins und Tilgung binden 63 Prozent des Umsatzes, die Ausschüttung ist mit 15 Prozent der Rest. Eine Erlösminderung von wenigen Prozent trifft deshalb zuerst die Ausschüttung und danach den Kapitaldienst.

Zwei Positionen der Kostenseite sind nicht belegbar, und das ist hier ausdrücklich zu benennen. Für das Direktvermarktungsentgelt veröffentlicht keine Institution einen Marktwert; es wird je Vertrag als Cent-Betrag je Kilowattstunde oder als Anteil am Vermarktungserlös vereinbart. In das Modell gehört der Wert aus dem eigenen Angebot des Direktvermarkters, kein Erfahrungswert. Ebenso wenig gibt es einen bundesweiten Satz für die Rückbausicherheit. Nach § 35 Absatz 5 Satz 2 BauGB ist eine Verpflichtungserklärung abzugeben, das Vorhaben nach dauerhafter Aufgabe der Nutzung zurückzubauen und Bodenversiegelungen zu beseitigen; nach Satz 3 soll die Behörde die Einhaltung durch Baulast oder in anderer Weise sicherstellen. Höhe und Form richten sich nach Landesrecht und Genehmigung. Im Modell erscheint der Rückbau zweifach: als jährliche Rückstellung und als gebundene Liquidität, die für den Kapitaldienst nicht zur Verfügung steht.

Deckungskennzahlen: DSCR und LLCR

Der Schuldendienstdeckungsgrad, englisch Debt Service Coverage Ratio, setzt den Cashflow eines Jahres ins Verhältnis zu Zins und Tilgung desselben Jahres.

Maßgeblich ist nicht der Durchschnitt, sondern das schwächste Jahr der Laufzeit. Einen Zielwert veröffentlicht für Onshore-Projekte kein deutsches Institut. Belegt sind zwei Punkte: Die DKB nannte auf den Windenergietagen 2017 als Bedingung lediglich einen DSCR größer 1. Und für die Offshore-Windfinanzierung ist dokumentiert, dass früher Werte um 1,4 empfohlen wurden, dass aber dort, wo ein Stromabnahmevertrag die Erlöse absichert, aktuell 1,2 bis 1,25 vereinbart werden, während es für Betriebsjahre ohne solchen Vertrag bei 1,4 bleibt. Das sind Offshore-Werte und kein Onshore-Zielwert; sie zeigen den Zusammenhang, auf den es ankommt: Nicht die Zahl steht fest, sondern ihre Abhängigkeit von der Vertragslage. Die Kennzahl im Einzelnen behandelt der Artikel DSCR.

Der Loan Life Coverage Ratio stellt daneben den Barwert der bis zum Kreditende erwarteten Cashflows der ausstehenden Kreditsumme gegenüber; er fragt nicht nach einem einzelnen Jahr, sondern nach der Rückzahlbarkeit insgesamt. Als Schwellenwert wurde in der Literatur 1,5 genannt. In der Offshore-Windfinanzierung findet der LLCR nach derselben Fundstelle kaum noch Anwendung und bleibt riskanteren Vorhaben vorbehalten. Die Entscheidung fällt in aller Regel am schwächsten DSCR-Jahr.

Ausschüttungssperre, Reservekonten und Cash Sweep

Die Kennzahlen wirken über die gesamte Laufzeit: Sie werden als Auflagen überwacht, und an ihr Unterschreiten sind Rechtsfolgen geknüpft. Die Volksbank Mittelhessen nennt Ausschüttungssperren bei schlechter Wirtschaftlichkeit, Nachschusspflichten für Eigenkapital etwa bei Baukostenüberschreitung und Nachbesicherung bei Fehlentwicklungen. Für die Offshore-Finanzierung ist dokumentiert, dass bei Erreichen vertraglich definierter Untergrenzen sogenannte Lock-Up-Events greifen, unter anderem ein Ausschüttungsverbot.

• Ausschüttungssperre: Unterschreitet der DSCR die vereinbarte Schwelle, bleibt der Überschuss in der Gesellschaft. Für Gesellschafter, die mit laufenden Auszahlungen kalkuliert haben, ist das der spürbarste Punkt.
• Reservekonto: Ein verpfändetes Konto hält den Kapitaldienst kommender Perioden vor; die UmweltBank verlangt die Verpfändung des Guthabens auf dem Rücklagenkonto. Offshore sind solche Konten nach der zitierten Untersuchung inzwischen die Ausnahme; Standard sind revolvierende Linien, sogenannte Debt Service Reserve Facilities, die schwache Windjahre überbrücken.
• Cash Sweep: Überschüssige Liquidität geht nicht in die Ausschüttung, sondern in die Sondertilgung. Schwellen und Quoten stehen im Kreditvertrag; kein deutsches Institut veröffentlicht sie. Wer im Modell einen Cash Sweep unterstellt, muss die Quote offenlegen, sonst ist der Tilgungsverlauf nicht nachvollziehbar.

Sicherheiten und Auszahlungsvoraussetzungen

Das Sicherheitenpaket ist öffentlich dokumentiert. Die UmweltBank legt es in ihrer Checkliste mit Stand September 2024 offen: Sicherungsübereignung der Anlagen mit technischem Zubehör, Abtretung der Ansprüche aus Stromeinspeisung, Versicherung, Gewährleistung und Vollwartungsvertrag, Abtretung von Wege- und Leitungsrechten sowie Netzanschlussverträgen, erstrangige beschränkte persönliche Dienstbarkeiten, Grundschuld bei eigenen Standorten, Verpfändung des Rücklagenkontos. Die Produktseite desselben Instituts nennt die Strukturbedingungen: Laufzeit bis zum Ende der EEG-Vergütung, Finanzierung nur in Deutschland, Kreditnehmerin ist eine Projektgesellschaft, eine Finanzierung zu 100 Prozent ist in der Regel nicht möglich.

Die Auszahlung hängt zudem an Bedingungen, die zum Teil außerhalb des eigenen Einflussbereichs liegen: Einzahlung des Eigenkapitals, Flächensicherung, Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz, EEG-Zuschlag, Abschluss der wesentlichen Darlehens- und Sicherungsverträge. Eine Kreditzusage ist keine Auszahlung. Wer Zahlungsverpflichtungen eingeht, bevor Genehmigung und Zuschlag vorliegen, trägt das Risiko selbst.

Kapitalstruktur und ein belegtes Beispiel

Zur Eigenkapitalquote gibt es zwei zitierfähige, abweichende Angaben: Die Deutsche WindGuard rechnet mit 15 Prozent, der Bundesverband WindEnergie nennt im Informationspapier vom 24.09.2025 eine Fremdkapitalquote von 75 bis 80 Prozent, also 20 bis 25 Prozent Eigenkapital. Die Differenz wird hier nicht weggerechnet; die Kapitalstruktur ist eine Verhandlungsgröße.

Ein veröffentlichter Einzelfall macht die Größenordnungen greifbar. Für das Repowering des Windparks Höheinöd weist die Anlagebroschüre vom 28.10.2025 aus: Gesamtinvestition rund 27,58 Mio. €, Bankdarlehen rund 26,20 Mio. €, Eigenkapitalbedarf etwa 1,38 Mio. €, ergänzt um eine unbesicherte Nachrangschuldverschreibung mit 6,5 Prozent fester Verzinsung. Der Ertrag steht als Mittel aus zwei Gutachten mit 32.522 MWh im P50- und 29.837 MWh im P75-Fall. Der Abstand von 8,3 Prozent ist der Puffer dieses Falls. Welchen P-Wert eine Bank ihrem eigenen Modell zugrunde legt, veröffentlicht kein Institut.

Den Deckungsgrad eines einzelnen Jahres rechnet der Repowering-Wirtschaftlichkeitsrechner, einschließlich Belastungsprobe. Beim Repowering unterbricht die Zeit zwischen Abschaltung und Inbetriebnahme den Cashflow; die Regeln dazu stehen im Ratgeber zur Repowering-Genehmigung.

Häufige Fragen