LCOE-Rechner für Windenergieanlagen

Berechnet die Levelized Cost of Energy (Stromgestehungskosten) in €/MWh über die Lebensdauer einer WEA. Zentrale Wirtschaftlichkeits-Kennzahl: nur wenn LCOE unter dem erreichten Vermarktungs-Preis (EEG-Marktprämie oder PPA) liegt, ist das Projekt wirtschaftlich.

Formel

Vereinfachte LCOE-Formel (linearisierte Annuität):

LCOE  =  (CAPEX · CRF + jährliche fixe Kosten) / Jahresertrag  +  variable Kosten
CRF  =  r · (1+r)ⁿ / ((1+r)ⁿ − 1)

CRF = Capital Recovery Factor = Annuitäten-Faktor. Bei r=5 % und n=20 Jahren: CRF ≈ 0,0802 (also 8 % der Investition pro Jahr als Annuität).

Aktuelle Marktwerte (2026)

OPEX-Aufschlüsselung (Onshore-Wind, 2026)

• Wartung + Service (Full-Service-Vertrag): 8–14 €/MWh
• Versicherung (Maschinenbruch + Haftpflicht): 1,5–3 €/MWh
• Direktvermarkter-Gebühr: 1–3 €/MWh
• Verwaltung / Asset-Management: 1–2 €/MWh
• Pacht (Standort + Wegerechte): 4–8 €/MWh
• Rückbau-Rücklage: 0,5–1,5 €/MWh
• Strom-Eigenbedarf der Anlage: 0,3–0,8 €/MWh

Warum zwei Projekte mit gleichem LCOE unterschiedlich attraktiv sein können

Der LCOE glättet Investition, Betriebskosten und Ertrag zu einem einzigen Wert über die gesamte Laufzeit — zwei Projekte mit identischem LCOE können sich im tatsächlichen Cashflow-Profil trotzdem deutlich unterscheiden. Ein Projekt mit hohem Fremdkapitalanteil und knapper Anfangsliquidität reagiert empfindlicher auf ein schwaches erstes Betriebsjahr als ein eigenkapitalstark finanziertes Projekt mit gleichem LCOE. Für die Finanzierungsentscheidung lohnt sich deshalb neben dem LCOE immer auch ein Blick auf den Cashflow-Verlauf, nicht nur auf den Durchschnittswert.

Häufige Fragen

Was bedeutet WACC?

Weighted Average Cost of Capital = gewichteter Kapitalkosten-Satz aus Eigen- und Fremdkapital. Onshore-Wind 2026 typisch 4–7 % (EK-Anteil 20–30 %, Verzinsung ca. 8–10 %; FK-Anteil 70–80 %, Zins 3–5 %). Der WACC ist der Diskontsatz im LCOE-Modell.

Sind 1.300 €/kW realistisch?

Für 2026 ja, gilt als Marktdurchschnitt onshore. Spannweite 1.200–1.600 €/kW abhängig von Anlagentyp und Standort. Erschwernisse (Wald, Hang) erhöhen die Investition um 5–15 %. Großparks mit 10+ Anlagen profitieren von Skaleneffekten und liegen am unteren Rand.

Was ändert sich beim Repowering?

Beim Repowering ersparen sich Betreiber typisch Wegebau-Kosten + bestehende Netzanbindung — die spezifische Investition liegt 5–10 % niedriger als beim Greenfield-Bau. Verbessert den LCOE entsprechend.

Was bedeutet „Verfügbarkeit"?

Anteil der Zeit, in der die Anlage technisch verfügbar ist (kein Ausfall durch Wartung oder Defekt). Standard-Hersteller-Garantie ist 97 %. Bei guter Wartung sind 98–99 % erreichbar. Schlechter gewartet 95–96 %.

Wie die Annuitäten-Methode LCOE vereinfacht

Der Rechner nutzt die linearisierte Annuitäten-Methode statt eines vollständigen Discounted-Cashflow-Modells (DCF), weil sie mit wenigen Eingaben ein belastbares Größenordnungs-Ergebnis liefert. Der Capital Recovery Factor (CRF) rechnet die Gesamtinvestition in einen fiktiven, über die Laufzeit konstanten Jahresbetrag um — so, als würde die Investition wie ein Annuitätendarlehen mit dem gewählten Diskontsatz getilgt. Dieser Jahresbetrag plus die variablen und fixen Betriebskosten, geteilt durch den Jahresertrag, ergibt die Stromgestehungskosten je Megawattstunde. Ein echtes DCF-Modell würde stattdessen jedes einzelne Betriebsjahr mit seinen individuellen Zahlungsströmen abbilden — inklusive Steuereffekten, sich ändernder Instandhaltungskosten im Alter der Anlage und variabler Fremdkapitaltilgung. Für eine erste Wirtschaftlichkeits-Einschätzung im Projektierungs-Stadium reicht die Annuitäten-Näherung meist aus; für die Bank-Finanzierung verlangen Kreditgeber praktisch immer ein vollständiges DCF-Modell.

Warum der Diskontsatz das Ergebnis so stark bewegt

Von allen Eingaben reagiert der LCOE am empfindlichsten auf den Diskontsatz (WACC), weil er direkt in den Exponenten der CRF-Formel eingeht. Schon ein Anstieg von 5 % auf 7 % WACC erhöht die jährliche Kapitalkosten-Annuität spürbar — ein Effekt, der in den vergangenen Jahren durch das gestiegene Zinsniveau real zu beobachten war und viele Projektkalkulationen neu bewertet hat. Wer den WACC im Rechner variiert, sieht unmittelbar, wie sensibel die Wirtschaftlichkeit eines Windparks auf das allgemeine Zinsumfeld reagiert — ein Grund, warum Finanzierungsstruktur und Eigenkapitalquote (siehe Windpark-Finanzierung) für die Projektrendite oft wichtiger sind als der reine Turbinenpreis.

Wie verhält sich LCOE zur EEG-Marktprämie?

Der LCOE ist die Kostenseite, die Marktprämie beziehungsweise der anzulegende Wert aus der EEG-Ausschreibung die Erlösseite. Liegt der anzulegende Wert dauerhaft unter dem LCOE, ist das Projekt bei diesem Gebot unwirtschaftlich — ein Grund, warum Bieter in EEG-Ausschreibungen ihre Gebote eng an der eigenen LCOE-Kalkulation ausrichten. Hintergrund zu den aktuellen Ausschreibungsmechanismen und Höchstwerten liefert der Beitrag zum EEG 2024.

Warum unterscheiden sich LCOE-Angaben verschiedener Studien so stark?

Institute wie Fraunhofer ISE veröffentlichen regelmäßig LCOE-Bandbreiten für Onshore- Wind, die je nach unterstelltem Diskontsatz, Standortqualität und Betrachtungszeitraum deutlich variieren können. Eine Studie mit niedrigem WACC und optimistischen Volllast- stunden kommt zu spürbar günstigeren Werten als eine konservative Kalkulation mit hohem Zinsniveau und Schwachwind-Standort. Beim Vergleich von LCOE-Zahlen aus unterschiedlichen Quellen lohnt sich deshalb immer der Blick auf die zugrunde liegenden Annahmen, nicht nur auf die Endzahl.

Was passiert mit dem LCOE, wenn die Anlage länger läuft als die kalkulierte Laufzeit?

Läuft eine Anlage über die kalkulierte Abschreibungsdauer von meist 20 Jahren hinaus weiter — etwa im Weiterbetrieb nach Auslaufen der EEG-Förderung —, sinkt der effektive LCOE der Restlaufzeit deutlich, weil die Kapitalkosten bereits getilgt sind und nur noch Betriebskosten anfallen. Das ist ein zentrales wirtschaftliches Argument für den Weiterbetrieb älterer Anlagen jenseits der 20-Jahres-Marke, solange Wartungskosten und Ausfallrisiko nicht überproportional steigen. Mehr dazu im Ratgeber Weiterbetrieb oder Repowering und zur technischen Lebensdauer im Beitrag Lebensdauer eines Windrads.