Repowering-Ertragsrechner

Lohnt sich Repowering an deinem Standort? Die kurze Antwort hängt von zwei Dingen ab: wie viel mehr Strom die neuen Anlagen produzieren (Größe × Volllaststunden) und welcher Strompreis dafür realisierbar ist (EEG-Ausschreibung, Marktprämie, PPA). Dieser Rechner liefert dir die Größenordnung.

Wie wird gerechnet?

Jahresertrag = Anzahl Anlagen × Nennleistung (kW) × Volllaststunden (h/a) ÷ 1.000 ergibt MWh/Jahr. Mehr-Einnahme = Mehrertrag (MWh) × 1.000 × Strompreis (ct/kWh) ÷ 100 ergibt €/Jahr. Beide Werte sind Brutto-Stromerlös ohne Betriebskosten — Wartung (~1–2 ct/kWh), Pacht, Direktvermarktungs-Aufschlag, Versicherung, Rückstellung Rückbau müssen für die Netto-Marge abgezogen werden.

Realistische Eckwerte

Wirtschaftlichkeit — was außer dem Bruttoerlös zählt

• Investition: moderne 6-MW-Anlage netto 1.000–1.300 €/kW = 6,0–7,8 Mio. €
• Rückbau Altanlagen: 50.000–150.000 € je Anlage (Stahlrückbau verwertbar, Rotorblätter sondermüllpflichtig)
• Pachtanpassung: Repowering bedeutet meist neuer Pachtvertrag — höhere Pacht/MW marktüblich
• EEG-Ausschreibung: kein Repowering-Bonus mehr seit EEG 2017; reguläre Höchstwerte gelten
• Direktvermarktung: Marktprämie + Vermarktungs-Aufschlag, alternativ langfristig PPA
• Genehmigungskosten: Gutachten + Verfahren 80.000–250.000 € je Park

Häufige Fragen

Warum sind moderne Anlagen so viel ertragsstärker?

Drei Effekte multiplizieren sich: doppelte Nennleistung, doppelter Rotordurchmesser (vierfache überstrichene Fläche → mehr Energieausbeute), und deutlich höhere Nabe (stärkerer, gleichmäßigerer Wind in 150 m als in 90 m). Schwachwind-Auslegungen heben die Volllaststunden zusätzlich.

Was passiert mit der alten EEG-Vergütung?

Sie endet 20 Jahre nach Inbetriebnahme. Repowering startet ein komplett neues Anlagenleben mit neuer Genehmigung und neuer Vermarktung — die alten Vergütungssätze sind weg.

Lohnt sich Repowering bei jedem Standort?

Nein. Faustregel: Volllaststunden mind. 2.500 für die Neuanlage, freier Höhenrahmen in der Genehmigung, Pachtverlängerung möglich. Standorte unter 2.200 VLh und mit strikten Höhenlimits sind oft Weiterbetriebs-Kandidaten statt Repowering.

Warum das Punktquellen-Modell bewusst konservativ rechnet

Der Rechner multipliziert Anlagenzahl, Nennleistung und Volllaststunden zu einer reinen Kennzahl — ohne Wake-Effekte zwischen benachbarten Anlagen, ohne Geländemodellierung und ohne saisonale Windverteilung zu berücksichtigen. Das ist Absicht: Ein vereinfachtes Punktquellen-Modell liefert eine schnelle, nachvollziehbare Größenordnung, überschätzt den Ertrag aber tendenziell leicht, weil reale Windparks durch gegenseitige Abschattung (Wake-Verluste von typisch 3–8 % je nach Parkdichte) und Abregelungen durch Schall-, Schattenwurf- oder Fledermausauflagen weniger produzieren als die reine Summe der Einzelanlagen-Erträge. Wer die Volllaststunden-Eingabe bereits konservativ ansetzt — wie im Tool mit den Bandbreiten aus der Marktpraxis vorgeschlagen —, deckt einen Teil dieser Effekte implizit ab. Eine belastbare Prognose ersetzt das trotzdem nicht.

Vom Bruttoertrag zur Investitionsentscheidung

Der ausgewiesene Mehrertrag in MWh und die daraus abgeleitete Mehr-Einnahme sind der erste Baustein einer Repowering-Wirtschaftlichkeitsrechnung, aber nicht das Endergebnis. Auf der Kostenseite stehen Rückbau der Altanlagen, neue Investition, angepasste Pacht und Genehmigungskosten — auf der Erlösseite neben dem Bruttoertrag auch Vermarktungsform (EEG-Ausschreibung, PPA) und die reale Ausschreibungs-Wettbewerbssituation. Wie sich das zu einer Gesamtkennzahl verdichten lässt, zeigen der LCOE-Rechner für die Stromgestehungskosten und der Blick auf die Wirtschaftlichkeits-Übersicht im Repowering-Hub. Die konkreten Volllaststunden-Bandbreiten für den eigenen Standort lassen sich zusätzlich mit dem Volllaststunden-Schätzer plausibilisieren.

Welche Rolle spielt die Pachtvertrags-Laufzeit beim Timing?

Repowering-Vorhaben scheitern in der Praxis oft nicht an der Technik, sondern an der Vertragslage: Läuft der bestehende Pachtvertrag noch lange und enthält keine Repowering-Klausel, kann eine Neuverhandlung Jahre dauern oder am Verpächter scheitern. Wer frühzeitig prüft, ob der Pachtvertrag eine Anpassungsklausel für höhere Anlagen und neue Fundamente enthält, vermeidet spätere Verzögerungen. Praxisnahe Hinweise dazu liefert der Ratgeber Pachtvertrag bei Repowering.

Was passiert mit dem Netzanschluss beim Repowering?

Der bestehende Netzverknüpfungspunkt lässt sich häufig weiternutzen, muss aber neu dimensioniert werden, weil moderne Anlagen deutlich mehr Leistung einspeisen als die Bestandsanlagen. Reicht die vorhandene Trafostation und Kabeltrasse nicht aus, wird eine Ertüchtigung oder ein neuer Netzanschlussvertrag mit dem Verteilnetzbetreiber fällig — das sollte parallel zur Ertragsplanung angestoßen werden, da Kapazitätsprüfungen mehrere Monate dauern können.

Verändert sich die Anzahl der Anlagen typischerweise beim Repowering?

Ja, meist deutlich. Weil moderne Anlagen ein Vielfaches der Nennleistung älterer Bestandsanlagen erreichen, ersetzen Repowering-Projekte häufig eine größere Zahl kleiner Altanlagen durch wenige, deutlich leistungsstärkere Neuanlagen — im Rechner-Beispiel etwa acht Bestandsanlagen durch drei Neuanlagen. Das reduziert tendenziell die Zahl der Einzelstandorte im Landschaftsbild, verändert aber Fundamentgröße, Rotorüberstrichfläche und damit auch Schall- und Schattenwurf-Wirkbereiche grundlegend — die alte Genehmigung lässt sich nicht einfach fortschreiben, sondern erfordert ein vollständig neues Genehmigungsverfahren mit allen Pflicht-Gutachten.

Wie unterscheidet sich das von einem Teil-Repowering?

Manche Standorte ersetzen nicht den gesamten Bestand, sondern nur einzelne Anlagen, während andere Altanlagen zunächst im Weiterbetrieb verbleiben. Das kann sinnvoll sein, wenn Restlaufzeiten oder Pachtverträge einzelner Anlagen unterschiedlich weit fortgeschritten sind. Der Rechner bildet nur das vollständige Repowering eines gesamten Standorts ab; für gemischte Szenarien mit teilweisem Weiterbetrieb braucht es eine standortspezifische Einzelbetrachtung je Anlage.