Wirtschaftlichkeit eines Repowering-Projekts
Wann lohnt sich Repowering wirtschaftlich? Hier eine konkrete DCF-Rechnung für einen typischen Norddeutschland-Standort, plus Sensitivitäts-Analyse und Stress-Tests für die kritischen Parameter.
Beispiel-Projekt
| Parameter | Alt-Konfiguration | Neu-Konfiguration |
|---|---|---|
| Anzahl Anlagen | 8 × 1,5 MW | 3 × 6,0 MW |
| Gesamtleistung | 12,0 MW | 18,0 MW |
| Volllaststunden | 1.900 h/a | 3.000 h/a |
| Jahresertrag | 22,8 GWh/a | 54,0 GWh/a |
| Spezifische Investition | — | 1.350 €/kW |
| Gesamt-Investition | — | 24,3 Mio. € |
| Vermarktung | PPA / Spot | EEG 7,2 ct/kWh |
| Jahresumsatz | 1,3 Mio. € | 3,9 Mio. € |
| OPEX | 0,9 Mio. €/a | 1,1 Mio. €/a |
| Cashflow vor Steuern | 0,4 Mio. €/a | 2,8 Mio. €/a |
DCF-Rechnung (vereinfacht)
| Jahr | Cashflow | Diskontiert (WACC 5 %) |
|---|---|---|
| 0 (Investition) | −24,3 Mio. € | −24,3 Mio. € |
| 1–20 (Cashflow) | +2,8 Mio. €/a | Σ 34,9 Mio. € |
| 20 (Restwert + Rückbau-Bürgschaft) | +0,3 Mio. € | +0,1 Mio. € |
| Net Present Value (NPV) | — | +10,7 Mio. € |
| Interner Zinsfuß (IRR) | — | 9,1 % |
| LCOE | — | 65 €/MWh |
| Payback-Zeit | — | 10–11 Jahre |
Sensitivitäts-Analyse
Wie reagiert der NPV auf Änderungen der Schlüssel-Parameter (±10 %)?
| Parameter | −10 % | Basis | +10 % |
|---|---|---|---|
| Volllaststunden | +4,2 Mio. € NPV | +10,7 Mio. € | +17,2 Mio. € |
| Strompreis / EEG-Wert | +5,3 Mio. € | +10,7 Mio. € | +16,1 Mio. € |
| Investitionskosten | +13,1 Mio. € | +10,7 Mio. € | +8,3 Mio. € |
| OPEX | +11,9 Mio. € | +10,7 Mio. € | +9,5 Mio. € |
| WACC (3 % / 5 % / 7 %) | +18,4 Mio. € | +10,7 Mio. € | +4,8 Mio. € |
Stress-Tests
Wie reagiert das Projekt auf extreme Szenarien?
- Low-Wind-Szenario (VLh −20 %): NPV +5,0 Mio. €, IRR 7,0 % — noch profitabel
- Marktpreis-Verfall (Strompreis −20 % nach EEG-Ende): NPV +4,8 Mio. €, IRR 6,8 % — geht gerade noch
- CAPEX-Schock (+20 %): NPV +5,1 Mio. €, IRR 6,9 %
- Worst Case (alle drei zusammen): NPV +1,3 Mio. €, IRR 5,2 % — knapp im positiven Bereich
Finanzierungsstruktur
Typische Repowering-Finanzierung 2026:
- Eigenkapital 20–30 %: 5–7 Mio. €, Renditeerwartung 8–12 %
- Fremdkapital 70–80 %: 17–19 Mio. € Bankkredit, Zins 4–5 %, Laufzeit 15 Jahre
- Tilgungsstruktur: häufig endfällig in den ersten 5 Jahren mit Bullet-Payment, dann annuitätisch
- Sicherheiten: Anlagen-Sicherungsübereignung + Cashflow-Abtretung
Bürgerwind-Beteiligung — Effekt auf IRR
Wenn Bürgerwind-Beteiligung Pflicht ist (MV, BB, NRW): typisch 20 % EK-Anteil an Anwohner/Gemeinde zu Sonderkonditionen. Effekt:
- EK-Rendite leicht reduziert (Bürger-EK wird mit fester Rendite bedient)
- IRR sinkt um ca. 0,5–1 Prozentpunkt
- Akzeptanz verbessert sich messbar (geringere Klage-Risiken)
- Bank-Finanzierung oft erleichtert
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Anfrage stellenHäufige Fragen
Welcher IRR ist für institutionelle Investoren attraktiv?
Aktuell 2026: 7–10 % nach Steuern. Unter 7 % zunehmend schwer zu finanzieren, über 10 % bei Top-Standorten oder hoher Risiko-Toleranz. Pension-Funds zielen auf 6–8 %, Private Equity 10–15 %.
Wie wirken sich die Lieferzeit-Risiken auf die Rendite aus?
Verzögerte Inbetriebnahme kostet Strom-Erlöse + Strafzahlung 10 €/kW bei EEG-Frist-Überschreitung. Eine 6-Monats-Verzögerung kann den IRR um 0,5–1,5 Prozentpunkte reduzieren.
Was passiert nach 20 Jahren?
EEG-Förderung endet, Strom wird zum Spotmarkt-Preis oder neuen PPA vermarktet. Im Standardszenario eingerechnet sind 8–10 Jahre Post-EEG-Betrieb zu ca. 50 €/MWh. Optimistisch langfristig wegen steigender Strompreise — pessimistisch wegen erneuerbarer Überangebote.
Kann ich mit dem Repowering-Ertragsrechner schon eine Indikation bekommen?
Ja — der Repowering-Ertragsrechner gibt die Jahresertrags-Differenz und Mehr-Einnahmen. Für die volle DCF-Rechnung brauchst du zusätzlich den LCOE-Rechner und eine Sensitivitäts-Tabelle wie oben.