Wirtschaftlichkeitsberechnung Windpark

Sechs Rechengrößen, sechs Fundstellen

Eine Wirtschaftlichkeitsrechnung für ein Windprojekt besteht aus wenigen Größen, die aufeinander aufbauen: den spezifischen Investitionskosten je Kilowatt, den Volllaststunden, dem anzulegenden Wert je Kilowattstunde, den Betriebskosten, dem Kapitaldienst und den Deckungskennzahlen. Jede hat eine eigene Fundstelle, und keine ersetzt eine andere. Reservekonten, Ausschüttungssperre und Sicherheiten behandelt der Beitrag Windpark-Cashflow; hier geht es um die Rechengrößen selbst.

Investitionskosten je Kilowatt

Die regelmäßig fortgeschriebene Erhebung stammt von der Deutschen WindGuard, zuletzt in der Kostensituation der Windenergie an Land, Stand 2025, veröffentlicht am 02.12.2025 im Auftrag des Bundeswirtschaftsministeriums. Sie trennt Hauptinvestitionskosten und Investitionsnebenkosten und weist die Hauptkosten nach Leistungsklassen aus.

Hinzu kommen Investitionsnebenkosten. Für Anlagen mit Inbetriebnahme zwischen 2025 und 2028 nennt dieselbe Erhebung 550 Euro je Kilowatt ohne Fundament, davon 30 Prozent Planung und 24 Prozent Netzanbindung. Eine 6-MW-Klasse liegt damit in der Summe bei rund 1.650 bis 1.850 Euro je Kilowatt. Zwei Einschränkungen: Bauzeitzinsen und Finanzierungsnebenkosten sind in den 550 Euro nicht ausgewiesen und gehören gesondert in die Investitionssumme; und Netzanbindung wie Erschließung sind standortabhängig.

Volllaststunden und anzulegender Wert

Die Erlösseite entsteht aus zwei Größen, die getrennt belegt werden müssen. Die Volllaststunden bestimmen die Menge. Das Fraunhofer ISE setzt in der Ausgabe Juli 2024 für das deutsche Binnenland 1.800, für Norddeutschland 2.500 und für küstennahe, windreiche Standorte 3.200 Volllaststunden an. Der anzulegende Wert bestimmt den Preis: Er ist das Produkt aus dem Zuschlagswert der EEG-Ausschreibung und dem Korrekturfaktor zum Gütefaktor nach § 36h Absatz 1 EEG, gerundet nach § 36h Absatz 5 EEG auf zwei Stellen. Beim Gebotstermin 01.05.2026, bekannt gegeben am 25.06.2026, lag der mengengewichtete Zuschlagswert bei 5,06 ct/kWh. Die Fachagentur Wind und Solar weist für 2.759 bezuschlagte Anlagen mit Stand Juni 2025 einen mittleren Gütefaktor von 74 Prozent aus, Median 73 Prozent; dazu gehört ein interpolierter Korrekturfaktor von 1,24. Aus 5,06 ct/kWh werden so 6,27 ct/kWh. Wie der Gütefaktor ermittelt und dreimal nachgeprüft wird, steht unter Standortgüte.

Volllaststunden und Gütefaktor sind nicht ineinander umrechenbar. Die Volllaststunden beziehen den Ertrag auf die Nennleistung, der Gütefaktor auf den Referenzertrag genau dieses Anlagentyps in genau dieser Nabenhöhe. Beide Werte stammen deshalb aus dem Ertragsgutachten des Projekts, nicht auseinander.

Betriebskosten

Die Deutsche WindGuard nennt für Inbetriebnahmen 2025 bis 2028 durchschnittliche jährliche Betriebskosten von 51 Euro je Kilowatt in der ersten und 53 Euro je Kilowatt in der zweiten Dekade. Die Aufteilung ist für die Modellierung wichtiger als der Gesamtwert: Pacht 39 Prozent, Wartung und Instandhaltung 27 Prozent, Betriebsführung 9 Prozent, Direktvermarktung 6 Prozent, Rückbau 5 Prozent, Versicherung 2 Prozent. Wer neben diesen 51 Euro noch einmal eine Pacht ansetzt, rechnet sie doppelt; wer eine umsatzabhängige Pacht als Fixbetrag führt, verschiebt sie in den Szenarien in die falsche Richtung.

Wer die Größen dieses Beitrags mit eigenen Zahlen durchrechnen will, findet sie im Repowering-Wirtschaftlichkeitsrechner zusammengeführt, einschließlich Belastungsprobe.

Kapitaldienst und Deckungskennzahl

Der Kapitaldienst ist die einzige Größe der Kette, die aus keiner Erhebung stammt. Er folgt aus Investitionssumme, Eigenkapitalanteil, Laufzeit und Konditionen; veröffentlicht sind davon nur die ersten drei. Die Deutsche WindGuard ermittelt für Projekte mit Inbetriebnahme 2025 bis 2028 einen mittleren Eigenkapitalanteil von 15 Prozent und rechnet mit einem Betrachtungszeitraum von 20 Jahren. Die Konditionen stehen im Angebot der Bank, nicht in einer Statistik. Die Rechnung wird deshalb umgedreht: Aus Ertrag und Kosten wird abgeleitet, welchen Kapitaldienst das Projekt trägt.

Die Gegenprobe macht den Korridor sichtbar. 1.586.250 Euro sind 5,9 Prozent der Kreditsumme je Jahr, Zins und Tilgung zusammen. Ein Kredit, der in 20 Jahren vollständig zurückgeführt wird, bindet allein für die Tilgung im Mittel 5 Prozent der Kreditsumme je Jahr; der Rest ist der Spielraum. Fällt der Ertrag im selben Beispiel auf 2.200 Volllaststunden, trägt das Projekt bei DSCR 1,20 nur noch einen Kapitaldienst von 1.304.100 Euro, also 4,9 Prozent der Kreditsumme und damit weniger, als die Tilgung allein erfordert. Zwischen beiden Ertragswerten liegen zwölf Prozent Menge; die Finanzierbarkeit kippt dazwischen. Welcher P-Wert des Ertragsgutachtens angesetzt wird, entscheidet deshalb über die Finanzierbarkeit und nicht nur über die Darstellung.

Einen Zielwert für den Kapitaldienstdeckungsgrad veröffentlicht für Onshore-Projekte kein deutsches Institut. Belegt ist nur eine Untergrenze: Die DKB nannte auf den Windenergietagen 2017 als Bedingung, dass die Kapitaldienstfähigkeit laut Cashflow-Modell mit DSCR größer 1 gesichert sein muss. Maßgeblich ist das schwächste Jahr der Laufzeit, nicht der Durchschnitt; die Kennzahl im Einzelnen behandelt der Beitrag DSCR.

Stromgestehungskosten als Gegenprobe

Die Stromgestehungskosten fassen Investition, Betrieb und Kapitalkosten in einem Wert je Kilowattstunde zusammen und sind mit dem anzulegenden Wert unmittelbar vergleichbar. Das Fraunhofer ISE nennt in der Ausgabe Juli 2024 für Windenergie an Land 4,3 bis 9,2 ct/kWh; die Spanne bildet Standort und Investitionskosten ab. Die Deutsche WindGuard hat zur Ausgabe Stand 2024 am 13.12.2024 mitgeteilt, dass die mittleren Kosten an einem Standort mit einer Standortgüte von 70 bis 80 Prozent bei 7,6 bis 8,5 ct/kWh liegen. Beide Werte stammen aus früheren Erhebungsjahren als der Zuschlagswert vom Mai 2026. Der anzulegende Wert von 6,27 ct/kWh an einem 74-Prozent-Standort liegt unter der zuletzt veröffentlichten Kostenspanne für vergleichbare Standortgüten. Diese Lücke ist mit projektbezogenen Angeboten zu schließen, nicht mit einem Aufschlag auf den Zuschlagswert.

Eigenkapitalrendite

Die Eigenkapitalrendite ist die letzte Größe der Kette und die am schlechtesten belegte. Rechnerisch ist sie der Cashflow nach Kapitaldienst, nach Steuern und nach Zuführung zu den Rückstellungen, bezogen auf das eingezahlte Eigenkapital; über die Laufzeit ist sie der interne Zinsfuß der Eigenkapitalzahlungsreihe einschließlich Rückbau. Im Beispiel oben blieben bei einem DSCR von 1,20 rund 317.000 Euro im Jahr auf 4.725.000 Euro Eigenkapital, also 6,7 Prozent. Das ist eine Barquote eines einzelnen Jahres vor Steuern und vor Zuführung zur Rückbaurückstellung, keine Rendite über zwanzig Jahre.

Tatsächlich erzielte Eigenkapitalrenditen deutscher Onshore-Windparks veröffentlicht keine Institution. Der einzige zitierfähige Anhaltspunkt ist eine Annahme: Die Deutsche WindGuard unterstellt in der Kostenrechnung Stand 2025 über alle Standortgüten eine erforderliche Eigenkapitalverzinsung von 8 Prozent. Das ist ein Eingangsparameter einer Kostenstudie, kein Marktwert und kein Ergebnis. Wer eine Renditeerwartung in eine Unterlage schreibt, muss sie aus der eigenen Zahlungsreihe herleiten und die Annahmen dazuschreiben.

Was nicht veröffentlicht ist

• Kein Marktwert für das Direktvermarktungsentgelt; in das Modell gehört der Wert aus dem eigenen Angebot.
• Kein bundesweiter Satz für die Rückbausicherheit; Höhe und Form richten sich nach Landesrecht und Genehmigung.
• Kein veröffentlichter DSCR-Zielwert für Onshore-Projekte.
• Keine Statistik über erzielte Eigenkapitalrenditen von Windparks.
• Keine veröffentlichten Projektkonditionen; der Kapitaldienst kommt aus dem Angebot der Bank und ist deshalb im Modell abzuleiten, nicht zu schätzen.

An diesen fünf Stellen entscheidet das eingeholte Angebot; eine Unterlage, die dort mit Erfahrungswerten arbeitet, wird nachgefordert.

Die Zuschlagswerte der letzten Gebotstermine stehen unter EEG-Ausschreibungen Wind an Land.

Häufige Fragen