So funktioniert der Rechner
Ein Windpark ist eine kapitalintensive Maschine mit kostenlosem Brennstoff: Fast alle Kosten fallen vor der ersten Kilowattstunde an, danach folgt über die gesamte Lebensdauer ein langer Strom recht gut planbarer Einnahmen. Dieser Rechner bildet den Kern eines Projektmodells, wie es Projektierer verwenden, auf einer Seite ab:
- Energie (P50). Gib die Windgeschwindigkeit auf Nabenhöhe (mit Weibull-k) und die spezifische Leistung der Anlage ein oder einfach einen Netto-Kapazitätsfaktor. Mit Windgeschwindigkeit integriert der Rechner eine generische Leistungskurve über die Windverteilung bei der Luftdichte deines Standorts und zieht anschließend die Gesamtverluste ab (Nachlauf, Verfügbarkeit, elektrische Verluste, Abregelung).
- Cashflow. Erlöse zu deinem PPA- oder Marktpreis mit jährlicher Indexierung; fixe Betriebs- und Wartungskosten (einschließlich Pacht und Versicherung), variable Betriebskosten, Ertragsrückgang durch Alterung und Rückbau im letzten Jahr.
- Finanzierung. Ein Teil der Investition wird über ein Annuitätendarlehen finanziert, der Rest über Eigenkapital. Du bekommst Projekt-IRR (ohne Fremdkapital), Eigenkapital-IRR, Kapitalwert (NPV) zu deinem WACC und den Schuldendienstdeckungsgrad (DSCR) für jedes Jahr.
- Wirkung. Parkfläche aus Rotordurchmesser und Abstand, versorgte Haushalte und vermiedenes CO₂.
Die Formeln
Rechenbeispiel: ein Onshore-Projekt mit 54 MW
Die Voreinstellungen beschreiben 12 Anlagen mit je 4,5 MW (54 MW) und einer spezifischen Leistung von 300 W/m² (138-m-Rotor) auf 120-m-Türmen, an einem Standort mit 7,5 m/s mittlerem Wind auf Nabenhöhe und k = 2.
- Brutto-Kapazitätsfaktor 43 %; nach 15 % Verlusten bleibt ein Netto-Kapazitätsfaktor von etwa 36,8 %, also rund 174 GWh im Jahr, genug für 48.000 durchschnittliche EU-Haushalte.
- Bei 1.400 €/kW kostet der Park 75,6 Millionen €; fixe Betriebskosten von 42 €/kW pro Jahr schlagen mit 2,3 Millionen € jährlich zu Buche, dazu kommen variable Kosten.
- Über 30 Jahre bei 6,5 % WACC liegen die LCOE bei etwa 54 €/MWh.
- Bei einem Verkaufspreis von 68 €/MWh mit 1,5 % Indexierung erreicht das Projekt eine IRR von etwa 12,6 % und einen Kapitalwert ohne Fremdkapital von 55 Millionen €.
- Mit 70 % Fremdkapital zu 5,5 % über 15 Jahre beträgt der Schuldendienst 5,3 Millionen € im Jahr, der minimale DSCR etwa 1,75 und die Eigenkapital-IRR rund 20 % (vor Steuern).
Senkst du die Windgeschwindigkeit auf 6,5 m/s, fällt der Kapazitätsfaktor auf etwa 29 %. Die LCOE steigen dann ungefähr auf den PPA-Preis von 68 €, und der minimale DSCR sinkt auf knappe 1,28. So empfindlich reagiert die Wirtschaftlichkeit von Windkraft auf das Windangebot.
So liest du die Ergebnisse
- P50-Energie ist der Erwartungswert im Median. Banken bemessen Kredite auf P90 (das Niveau, das in 90 % der Jahre übertroffen wird), für ein einzelnes Jahr meist 8–12 % niedriger. Teste das, indem du den Kapazitätsfaktor senkst oder die Verluste erhöhst.
- LCOE gegen Preis. Liegt der Preis unter den LCOE, vernichtet das Projekt bei deinem Diskontsatz Wert, egal wie die Amortisationszeit aussieht.
- Projekt- gegen Eigenkapital-IRR. Fremdkapital hebt die Eigenkapitalrendite, wenn die Projekt-IRR über dem Zinssatz liegt; der Preis dafür ist ein dünneres DSCR-Polster.
- Das Cashflow-Diagramm stellt Erlöse gegen Betriebskosten und Schuldendienst; die Linie (rechte Achse) ist der kumulierte Eigenkapital-Cashflow, der im Amortisationsjahr des Eigenkapitals positiv wird.
Typische Werte
| Kennwert | Onshore (Europa/USA) | Offshore |
|---|---|---|
| Anlagengröße | 4–7 MW | 12–15 MW |
| Spezifische Leistung | 230–330 W/m² | 330–400 W/m² |
| Netto-Kapazitätsfaktor | 28–42 % | 40–52 % |
| Investitionskosten | 1.100–1.800 pro kW | 2.500–4.500 pro kW |
| Fixe Betriebskosten | 30–55 pro kW und Jahr | 60–110 pro kW und Jahr |
| Gesamtverluste | 12–18 % | 10–15 % |
| Fremdkapitalanteil / Laufzeit | 60–80 % / 15–18 Jahre | 60–75 % / 15–20 Jahre |
| Auslegungslebensdauer | 25–30 Jahre | 25–30 Jahre |
Tipps
- Das Windangebot gibt den Ausschlag. Ein m/s mehr mittlere Windgeschwindigkeit verändert die LCOE um 20–30 %; eine Messkampagne über 12–24 Monate lohnt sich.
- An mittleren Standorten niedrige spezifische Leistung wählen. Größere Rotoren am selben Generator heben Kapazitätsfaktor und Erlös pro MW und machen den Park weniger abhängig von den windigsten Stunden, in denen der Strom oft am billigsten ist.
- Der Abstand ist ein Kompromiss. Engere Layouts bringen mehr MW auf die Pachtfläche, erhöhen aber die Nachlaufverluste; 4 × 7 Rotordurchmesser sind ein üblicher Ausgangspunkt.
- P90 und sinkende Preise durchrechnen, bevor du dich auf eine Finanzierungsstruktur festlegst; ein minimaler DSCR unter ~1,2 auf P50 ist ein Warnsignal.
- Vergleiche Technologien mit dem LCOE-Rechner und verfeinere den Ertrag einer einzelnen Anlage mit dem Windkraft-Rechner.
Grenzen des Modells
Das ist ein Screening-Modell. Es rechnet vor Steuern (ohne Körperschaftsteuer, Abschreibung oder Tax Equity) und lässt Netzanschlusskosten, Ausgleichsenergiekosten, Preiskannibalisierung in windigen Stunden und Abregelung außen vor, sofern du sie nicht in die Verluste einrechnest. Es verwendet eine generische Leistungskurve mit pauschalem Verlustfaktor statt eines Nachlaufmodells. Das Darlehen ist eine einfache Annuität ohne Sculpting, Reservekonten oder Bauzeitzinsen. Nutze das Modell, um Varianten zu vergleichen und Sensitivitäten zu testen, bevor du ein bankfähiges Ertragsgutachten und Finanzmodell in Auftrag gibst.
Methode & Annahmen
Energie. Rotordurchmesser D = √(4P/(π·SP)). Bei Eingabe der mittleren Geschwindigkeit: Bruttoertrag = 8.760 h × ∫P(v)·f(v)dv mit einer generischen Leistungskurve (Spitzen-Cp 0,46) und Weibull-Verteilung f(v), bei der Luftdichte für die Standorthöhe; netto = brutto × (1 − Verluste). Cashflow: Erlös = MWh × Preis (indexiert), Betriebskosten = fix (+2 %/Jahr) + variabel, Rückbau im letzten Jahr. LCOE = (Capex + Σ Opex_t/(1+r)^t) / Σ MWh_t/(1+r)^t. Das Eigenkapital finanziert Capex × (1 − Fremdkapitalanteil); der Kredit wird als gleichbleibende Annuität getilgt; DSCR = für den Schuldendienst verfügbarer Cashflow ÷ Schuldendienst. Fläche: Turbinen in einem Raster mit Abstand sx·D quer und sy·D längs zur Hauptwindrichtung.
Häufige Fragen
Was kostet der Bau eines Windparks?
Wie hoch sind die Stromgestehungskosten (LCOE) von Onshore-Wind?
Wie viel Fläche braucht ein Windpark?
Welche Eigenkapitalrendite (IRR) ist für ein Windprojekt gut?
Welchen DSCR verlangen Banken für Windparks?
Wie viele Haushalte kann ein Windpark versorgen?
Wie viele Anlagen hat ein Windpark mit 100 MW?
Quellen & Literatur
- IRENA — Renewable Power Generation Costs in 2023
- NREL Annual Technology Baseline — Kosten für Onshore- und Offshore-Wind
- Denholm, P., Hand, M., Jackson, M., Ong, S. (2009). Land-Use Requirements of Modern Wind Power Plants in the United States. NREL/TP-6A2-45834
- Short, W., Packey, D., Holt, T. (1995). A Manual for the Economic Evaluation of Energy Efficiency and Renewable Energy Technologies. NREL/TP-462-5173
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