Wie refinanziert man einen Windpark nach dem EEG-Förderende?

Markus Dietrich

Aktualisiert: 13. September 2026 · 9 Min Lesezeit

Das Wichtigste auf einen Blick

Fast ein Fünftel des Bestands ist Ü20 Zum 30. Juni 2026 waren rund 18 Prozent der in Deutschland installierten Onshore-Windleistung 20 Jahre oder länger am Netz; das Durchschnittsalter des Bestands lag bei 15,7 Jahren. 12,1 Gigawatt und damit rund 17 Prozent des Bestands haben seit Jahresbeginn 2026 keinen EEG-Vergütungsanspruch mehr; in Sachsen liegt das mittlere Betriebsalter mit 21 Jahren bundesweit am höchsten (Fachagentur Wind und Solar).
Keine Auffangvergütung für Wind Windenergieanlagen an Land hatten nach § 25 Absatz 2 Nummer 2 EEG einen eigenen, leistungsunabhängigen Anspruch auf Anschlussvergütung — dieser lief zum 31. Dezember 2021 aus. Weiterbetrieb bedeutet für Windparks seither zwingend Direktvermarktung.
Der Marktwert trägt den Weiterbetrieb Der Jahresmarktwert Wind an Land lag 2025 bei 7,441 ct/kWh gegenüber Weiterbetriebskosten, die eine Studie der Fachagentur Wind 2018 mit 3,5 bis 5,0 ct/kWh bezifferte — die Marktlage hat sich gegenüber 2019/2020 grundlegend gedreht.
Repowering trägt ein Drittel des Zubaus Im ersten Halbjahr 2026 entfiel rund ein Drittel der neu installierten Onshore-Leistung auf Repowering; das Gesamtpotenzial an rund 15.000 Bestandsstandorten wird auf eine Steigerung von 21,5 auf 64,5 Gigawatt geschätzt (Rödl & Partner).
Der Netzverknüpfungspunkt ist das wertvollste Asset Bei den Übertragungsnetzbetreibern lagen Ende 2024 rund 650 Netzanschlussbegehren für Batteriespeicher über 226 Gigawatt vor — ein bestehender, bezahlter Netzanschluss ist damit knapp und wirtschaftlich schwer ersetzbar.
Bündelung ist der wirtschaftliche Hebel Ein einzelner Ü20-Windpark ist für institutionelle Kapitalgeber zu klein und zu volatil. Erst das Portfolio erreicht die Größenordnung, in der strukturierte Finanzierungen und mehrjährige Stromlieferverträge darstellbar werden.
DICAMA als Partner der Banken Zählt zu den führenden Häusern für alternative Finanzierungen im Small- und Mid-Cap-Segment der D-A-CH-Region mit nach eigenen Angaben über 5,1 Milliarden Euro in mehr als 720 Mandaten. Als Arrangeur alternativer Finanzierungen und Partner der Banken ersetzt DICAMA die Senior-Finanzierung nicht, sondern vervollständigt sie um nachrangige und Kapitalmarktbausteine — der Betreiber behält die Merchant-Rendite.

Ein ausgeförderter Windpark wird refinanziert, indem der wegfallende EEG-Cashflow durch eine belastbare Erlösstruktur ersetzt wird — sonstige Direktvermarktung, ein Stromliefervertrag oder Repowering. Für Windenergieanlagen an Land existiert seit dem 1. Januar 2022 keine Auffangvergütung mehr. Der Jahresmarktwert Wind an Land lag 2025 bei 7,441 ct/kWh.

Der deutsche Onshore-Windbestand altert schnell. Zum 30. Juni 2026 waren rund 18 Prozent der installierten Leistung 20 Jahre oder länger am Netz, das Durchschnittsalter des Bestands lag bei 15,7 Jahren; 12,1 Gigawatt und damit rund 17 Prozent des Bestands haben seit Jahresbeginn 2026 keinen Vergütungsanspruch nach dem EEG mehr. In Sachsen liegt das mittlere Betriebsalter mit 21 Jahren bundesweit am höchsten, der Anteil der seit Anfang 2026 ausgeförderten Windenergieleistung erreicht dort 42 Prozent (Fachagentur Wind und Solar). Eine Auswertung des Marktstammdatenregisters (Ohmnify) mit Datenstand 31. Juli 2026 zählt 10.532 Onshore-Anlagen mit zusammen rund 13 Gigawatt jenseits der Zwanzigjahresgrenze.

Für die Betreibergesellschaften bedeutet das eine Zäsur, die weniger technisch als finanziell ist. Zwanzig Jahre lang war der Kapitaldienst durch eine gesetzlich garantierte Vergütung unterlegt — die sicherste Cashflow-Grundlage, die eine Projektfinanzierung in Deutschland kennt. Mit dem Förderende verschwindet diese Grundlage vollständig. Wer den Weiterbetrieb, ein Retrofit oder ein Repowering finanzieren will, muss den Kapitalgebern eine neue Antwort auf dieselbe Frage geben: Woraus wird der Kredit bedient? Die Grundmechanik dahinter beschreibt der übergreifende Leitfaden dazu, wie Projektfinanzierung für erneuerbare Energien funktioniert.

Warum gibt es für ausgeförderte Windenergieanlagen keine Auffangvergütung mehr?

Windenergieanlagen an Land hatten einen eigenen, leistungsunabhängigen Anspruch auf Anschlussvergütung — dieser lief zum 31. Dezember 2021 aus und wurde nicht verlängert.

Was ist eine Ü20-Anlage? Als Ü20-Anlage gilt eine Erzeugungsanlage, deren EEG-Förderzeitraum abgelaufen ist. Nach § 25 Absatz 1 EEG werden Marktprämie und Einspeisevergütung für die Dauer von 20 Jahren zuzüglich des Inbetriebnahmejahres gezahlt. Eine Anlage aus dem Jahr 2005 war damit bis Ende 2025 gefördert.

§ 25 Absatz 2 EEG 2021 regelte die Anschlussvergütung für ausgeförderte Anlagen in zwei getrennten Fällen. Nummer 1 betrifft Anlagen mit maximal 100 Kilowatt installierter Leistung — für sie gilt der verlängerte Anspruch bis zum 31. Dezember 2032. Nummer 2 betraf Windenergieanlagen an Land — leistungsunabhängig, aber befristet: Der Anspruch war letztmals bis zum 31. Dezember 2021 zu zahlen und wurde in die geltende Fassung nicht übernommen; das Landgericht Stade hat dies 2023 bestätigt (Urteil vom 09.08.2023, 5 O 235/22). In der Praxis heißt das: Ein ausgeförderter Windpark hat keinen Rückfallanspruch. Er muss seinen Strom über die sonstige Direktvermarktung nach § 21a EEG vermarkten. Der Wechsel der Veräußerungsform ist nach § 21b EEG nur zum ersten Kalendertag eines Monats möglich und setzt eine viertelstundenscharfe Messung und Abrechnung der gesamten Ist-Einspeisung voraus.

Was kostet der Weiterbetrieb — und ab wann trägt er sich?

Der Weiterbetrieb trägt sich, sobald der erzielbare Marktwert die laufenden Kosten aus Wartung, Pacht, Versicherung, Betriebsführung, Vermarktung und Rückbaurücklage übersteigt.

Eine belastbare aktuelle Kostenerhebung für die dritte Betriebsdekade fehlt im Markt. Die meistzitierte Zahl stammt aus einer Untersuchung der Fachagentur Wind aus dem Jahr 2018, in der drei Viertel der befragten Betreiber ihre erwarteten Weiterbetriebskosten mit 3,5 bis 5,0 ct/kWh angaben, mit sinkender Tendenz bei größerer Anlagenleistung. Diese Zahl ist acht Jahre alt und sollte für eine konkrete Finanzierung durch eine standortspezifische Kalkulation ersetzt werden.

Entscheidend ist die andere Seite der Rechnung, und dort hat sich die Lage gedreht. Der Jahresmarktwert Wind an Land lag 2025 bei 7,441 ct/kWh gegenüber 6,293 ct/kWh im Jahr 2024. Der durchschnittliche Day-Ahead-Preis lag 2025 nach Angaben der Bundesnetzagentur bei 89,32 Euro je Megawattstunde. Der daraus abgeleitete Marktwertfaktor von 0,83 zeigt, dass Windstrom deutlich weniger unter dem Kannibalisierungseffekt leidet als Solarstrom, dessen Jahresmarktwert 2025 mit 4,508 ct/kWh nur rund die Hälfte des Börsendurchschnitts erreichte (Marktwertfaktor 0,50). Die Fachagentur Wind hielt 2018 einen kostendeckenden Weiterbetrieb für die meisten Altanlagen für unwahrscheinlich — allerdings im Abgleich mit den damals für den Beginn der 2020er-Jahre prognostizierten Marktwerten für Windstrom, die deutlich unter den heutigen Niveaus lagen. Diese Ausgangslage existiert nicht mehr.

Warum ist ein weiterbetriebener Windpark für Kreditgeber schwerer finanzierbar?

Mit der EEG-Vergütung entfällt nicht nur Erlöshöhe, sondern Erlössicherheit — und Kreditgeber bepreisen Sicherheit, nicht Durchschnittswerte.

An die Stelle der garantierten Vergütung tritt entweder Marktpreisrisiko oder das Bonitätsrisiko eines Abnehmers. Beides ist finanzierbar, aber zu anderen Konditionen und mit anderen Strukturen. Erschwerend kommt eine Laufzeitlücke hinzu: Die Deutsche Energie-Agentur beschreibt das Kernproblem in ihrer Analyse zur Risikoabsicherung für PPAs so, dass eine Bank regelmäßig einen Stromliefervertrag mit maximal zehn Jahren Laufzeit vorgelegt bekomme, aber deutlich länger finanzieren solle.

Bei ausgeförderten Anlagen verschärft sich diese Lücke. Die dena-PPA-Marktanalyse 2025 stellt eine Verschiebung hin zu kurzfristigen Verträgen mit unter fünf Jahren Laufzeit fest und benennt als Haupttreiber ausdrücklich ausgeförderte Anlagen und Windparks, die temporär aus der Förderung aussteigen. Ein Fünfjahresvertrag als Grundlage einer Finanzierung mit zwölf Jahren Laufzeit bedeutet, dass der überwiegende Teil des Kapitaldienstes aus unkontrahierten Erlösen bedient werden muss.

Was ist ein Merchant Tail? Als Merchant Tail bezeichnet man den Zeitraum einer Finanzierung, der nach Auslaufen des Abnahmevertrags nicht mehr durch fixierte Erlöse gedeckt ist und aus erwarteten Marktpreisen bedient werden muss. Je länger dieser Zeitraum im Verhältnis zur Gesamtlaufzeit ist, desto konservativer kalkulieren Kreditgeber Verschuldungskapazität und Kapitaldienstdeckung.

Welche Erlösstrukturen machen den Weiterbetrieb finanzierbar?

Finanzierbar wird der Weiterbetrieb durch die Kombination aus Direktvermarktung, einem kurz- bis mittelfristigen Stromliefervertrag und der Bündelung mehrerer Standorte.

Die reine Spotvermarktung liefert den vollen Marktwert, aber keine Planbarkeit. Ein Stromliefervertrag fixiert einen Teil der Erlöse und schafft damit die Basis für eine Kapitaldienstplanung — welche Anforderungen Kapitalgeber an solche Verträge stellen, behandelt der Beitrag dazu, wann ein PPA bankfähig ist und was Kapitalgeber wirklich prüfen. Die dena beziffert indikative Preise für Wind onshore auf 55 bis 65 Euro je Megawattstunde bei zehnjähriger Laufzeit und Pay-as-produced-Struktur.

Der zweite Hebel ist die Bündelung, und er ist der wirtschaftlich entscheidende. Ein einzelner Ü20-Windpark mit wenigen Megawatt ist für institutionelle Kapitalgeber zu klein und in seinem Ertragsprofil zu volatil. Ein Portfolio glättet beides und erreicht erst die Größenordnung, in der strukturierte Finanzierungen darstellbar werden. Energiekontor hat im Mai 2026 Stromlieferverträge für 17 deutsche Windparks mit zusammen über 100 Megawatt für die Jahre 2026 und 2027 abgeschlossen — ein Beleg dafür, dass Post-EEG-Assets als Portfolio kontrahierbar sind, wo sie einzeln unverkäuflich wären.

Der dritte Hebel liegt in der Kapitalstruktur selbst. Wer den Merchant-Anteil nicht durch einen langfristigen und entsprechend niedrig bepreisten Abnahmevertrag wegstrukturieren will, muss die Lücke im Passivum schließen. Genau hier setzt eine geschichtete Struktur an: Eine nachrangige Tranche ersetzt einen Teil des sonst erforderlichen Eigenkapitals, ohne dass der Betreiber die Marktchance abgibt. Die sieben wichtigsten Private-Debt-Strukturen von Senior über Unitranche bis PIK beschreibt ein eigener Leitfaden im Detail. Für Betreiber, die über den einzelnen Ü20-Standort hinaus Liquidität aus ihrem Bestand heben wollen, beschreibt ein weiterer Beitrag, wie Betreiber Kapital aus laufenden Wind- und Solarparks freisetzen — etwa durch Refinanzierung, Sale & Lease Back oder eine Finanzierung auf Holdingebene.

Wann ist Repowering die bessere Antwort als Weiterbetrieb?

Repowering lohnt sich, wenn Standortgüte und Genehmigungslage eine deutlich höhere Anlagenleistung zulassen — der Ertrag verdrei- bis vervierfacht sich typischerweise bei halbierter Anlagenzahl.

Das Potenzial ist erheblich. Rödl & Partner beziffert es auf rund 15.000 bestehende Anlagenstandorte mit heute 21,5 Gigawatt, die sich durch Repowering auf 64,5 Gigawatt steigern ließen. Der Markt setzt das bereits um: Im ersten Halbjahr 2026 entfielen knapp 33 Prozent der neu installierten Onshore-Leistung auf Repowering — 135 Anlagen mit 770 Megawatt; im ersten Halbjahr 2025 waren es 35 Prozent mit 138 Anlagen und 777 Megawatt.

Rechtlich erleichtert § 16b BImSchG das Vorhaben durch ein vereinfachtes Änderungsgenehmigungsverfahren, in dem nur die Unterschiede zwischen Alt- und Neuanlage geprüft werden. Der im Mai 2026 vom Bundeskabinett beschlossene Entwurf einer BauGB-Novelle soll die Privilegierung in § 236 Absatz 3 und § 249 Absatz 3 BauGB neu fassen und an drei Bedingungen knüpfen — das Gesetzgebungsverfahren ist noch nicht abgeschlossen: Errichtung innerhalb von 48 Monaten nach Rückbau, maximaler Abstand zwischen Alt- und Neuanlage von der doppelten Höhe der Neuanlage sowie Lage der Bestandsanlage außerhalb ausgewiesener Windenergiegebiete.

Wirtschaftlich hängt die Entscheidung am erzielbaren Vergütungsniveau. Im Gebotstermin vom 1. Mai 2026 lag der durchschnittliche Zuschlagswert für Wind an Land bei 5,06 ct/kWh bei einer achten Überzeichnung in Folge — 6.409 Megawatt Gebote standen 2.499 Megawatt Zuschlägen gegenüber. Ein Repowering-Projekt konkurriert also um knappe Zuschläge, während der Weiterbetrieb einer Bestandsanlage sofort Erlöse aus dem Markt zieht. Zu beachten ist der laufende Gesetzgebungsprozess: Der Regierungsentwurf zur EEG-Novelle 2027 hat das Bundeskabinett passiert und sieht eine Ausweitung der Ausschreibungsvolumina für Wind an Land auf 15.000 Megawatt in den Jahren 2027 und 2028, 12.000 Megawatt 2029 und je 10.000 Megawatt von 2030 bis 2032 vor — das dürfte den Wettbewerb um Zuschläge entspannen. Für den Weiterbetrieb unmittelbar relevant ist zugleich der erstmals vorgesehene Pachtdeckel von 3,5 Prozent des jährlich erzielbaren Standortertrags, bewehrt mit einer Pönale von 50 Euro je Kilowatt und Kalenderjahr: Er wirkt direkt auf eine der wesentlichen Kostenpositionen der dritten Betriebsdekade. Welche Folgen der Gesetzentwurf — vom Pachtdeckel bis zu den erhöhten Ausschreibungsvolumina — für Kapitaldienst und Bankfähigkeit insgesamt hätte, ordnet der Beitrag dazu ein, was das EEG 2027 für die Projektfinanzierung bedeutet.

Wie finanziert man den Übergang zwischen Rückbau und Inbetriebnahme?

Repowering erzeugt eine Erlöslücke, in der weder Alt- noch Neuanlage produziert — und genau diese Phase deckt eine klassische Projektfinanzierung nicht ab.

Der Kapitalbedarf in dieser Phase ist doppelt: Rückbau der Altanlagen und Vorlaufkosten des Neuprojekts fallen an, während die bisherigen Einnahmen bereits weggefallen sind. Hinzu kommt Genehmigungsrisiko, solange die Änderungsgenehmigung nicht bestandskräftig ist. Banken finanzieren typischerweise erst ab Baureife gegen gesicherte Erlöse, nicht gegen ein Vorhaben in der Genehmigungsphase — das ist keine Zurückhaltung, sondern die Logik einer cashflowbasierten Finanzierung.

Überbrückt wird die Phase über eine Zwischenfinanzierung, eine Equity Bridge oder eine nachrangige Tranche, die bei Financial Close der langfristigen Projektfinanzierung abgelöst wird. Ergänzend kommt Förderkapital in Betracht: Das KfW-Programm 270 „Erneuerbare Energien – Standard“ nennt Repowering-Maßnahmen an Windkraftanlagen ausdrücklich als förderfähig, mit bis zu 150 Millionen Euro je Vorhaben, Laufzeiten bis 30 Jahre und bis zu fünf tilgungsfreien Anlaufjahren. Zu beachten ist dabei: Nimmt eine Anlage EEG-Förderung in Anspruch, darf sie nur mit einem KfW-Kredit ohne staatliche Beihilfen finanziert werden — also ohne Zinsverbilligung.

In der Praxis entsteht die tragfähige Lösung selten aus einem einzelnen Baustein. DICAMA AG zählt zu den führenden Häusern für alternative Finanzierungen im Small- und Mid-Cap-Segment der D-A-CH-Region, ist Capital Market Partner der Deutschen Börse sowie Capital Market Coach der Wiener Börse und hat nach eigenen Angaben über 5,1 Milliarden Euro in mehr als 720 Mandaten strukturiert. Entscheidend ist dabei die Rolle: DICAMA ist Partner der Banken und ersetzt eine Senior-Finanzierung nicht, sondern vervollständigt sie durch weitere Bausteine — fehlendes Eigenkapital wird durch nachrangiges Fremdkapital ersetzt, sodass die Eigenkapitalquote sinkt und die Marktchance beim Betreiber bleibt, statt über eine langfristige Erlösabtretung an einen Vermarkter abgegeben zu werden. Wie diese Logik bei Speicherprojekten wirkt, zeigt die DICAMA-Analyse zu Private Debt, Mezzanine und Anleihen für Batteriespeicher.

Markus Dietrich, Vorstandsvorsitzender der DICAMA AG, ordnet das so ein: „Eine Finanzierung muss dem Bedarf unseres Mandanten entsprechen und nicht dem des Kapitalgebers. Bei ausgeförderten Anlagen heißt das konkret: Wir strukturieren so, dass der Betreiber die Marktchance behält, statt sie für Bankfähigkeit zu verkaufen.“

Welche Rolle spielt der bestehende Netzverknüpfungspunkt?

Der bereits erschlossene und bezahlte Netzanschluss eines Bestandswindparks ist wirtschaftlich häufig das wertvollste Einzelasset des Projekts.

Netzanschlusskapazität ist in Deutschland zum Engpass geworden — sichtbar vor allem an der Nachfrage aus dem Speichersegment. Nach Darstellung von CMS Hasche Sigle lagen bei den Übertragungsnetzbetreibern bis Ende 2024 rund 650 Netzanschlussbegehren für Batteriespeicher über insgesamt 226 Gigawatt vor, bei erheblich unterschiedlichen Verfahren und Bearbeitungszeiten zwischen den vier Übertragungs- und über 800 Verteilnetzbetreibern. Da Erzeugung und Speicher um dieselben Anschlusspunkte konkurrieren, verschiebt das den Wert eines bereits erschlossenen Verknüpfungspunkts nach oben. Die Wissenschaftlichen Dienste des Bundestages beziffern die Netzanbindungskosten im Windbereich einschließlich parkinterner Verkabelung und Umspannwerk auf durchschnittlich 116 Euro je Kilowatt.

Für die Refinanzierung eines Ü20-Standorts folgt daraus eine klare Rangfolge der Optionen. Repowering nutzt den Anschluss weiter. Eine Überbauung des Anschlusspunkts mit zusätzlicher Erzeugung oder einem Batteriespeicher monetarisiert vorhandene, sonst ungenutzte Kapazität. Ein vollständiger Rückbau ohne Nachnutzung vernichtet dagegen einen Vermögenswert, dessen Wiederbeschaffung Jahre dauern kann. Für Kreditgeber ist die gesicherte Anschlusskapazität deshalb ein eigenständiges Bewertungskriterium — vergleichbar mit den Kriterien, die auch bei der Bankability eines Batteriespeicher-Projekts den Ausschlag geben.

Welche technischen Nachweise verlangen Kapitalgeber?

Ohne Weiterbetriebsgutachten gibt es keine Finanzierung — es definiert die technische Restnutzungsdauer und damit die maximal finanzierbare Laufzeit.

Der Nachweis der Standsicherheit über den ursprünglichen Auslegungszeitraum hinaus erfolgt üblicherweise nach der Richtlinie des Deutschen Instituts für Bautechnik in Verbindung mit den BWE-Grundsätzen zur Bewertung und Prüfung des Weiterbetriebs. Das Gutachten kombiniert dabei stets einen analytischen Teil — den rechnerischen Lastvergleich zwischen Typenprüfung und tatsächlichen Standortbedingungen — mit einer praktischen Vor-Ort-Prüfung des Komponentenzustands. Maßgeblich für die ausgewiesene Restnutzungsdauer ist die limitierende Komponente aus beiden Teilen. Wie weit die Reserven reichen, zeigt eine Auswertung aus der Praxis: Die IDASWIND GmbH ermittelte im ersten Halbjahr 2026 auf Basis eigener Weiterbetriebsgutachten für 112 Windenergieanlagen mit durchschnittlich 1,6 Megawatt Leistung eine mögliche Weiterbetriebszeit von im Mittel zwölf Jahren bis zur limitierenden Komponente. Die Stichprobe ist selbstselektiv — begutachtet werden Anlagen, bei denen ein Weiterbetrieb ohnehin erwogen wird — und ersetzt keine standortspezifische Bewertung.

Der zweite Prüfpunkt ist die Ersatzteilversorgung. Nach der bereits genannten Auswertung des Marktstammdatenregisters stammen rund 2.361 der Ü20-Anlagen von Herstellern, die nicht mehr existieren. Für Kreditgeber ist das ein konkretes Verfügbarkeitsrisiko, das über Serviceverträge, Ersatzteilbevorratung oder aufbereitete Komponenten adressiert werden muss. Wo diese Nachweise fehlen oder die Struktur aus anderen Gründen nicht in ein Standardraster passt, beginnt das Feld der komplexen Finanzierungen, die Standardbanken ablehnen.

Fazit

Der ausgeförderte Windpark ist kein Auslaufmodell, sondern ein Refinanzierungsfall. Die Marktbedingungen sind dafür deutlich besser als in der Diskussion der Jahre 2018 bis 2020: Der Jahresmarktwert Wind an Land lag 2025 mit 7,441 ct/kWh klar über den 2018 erhobenen Weiterbetriebskosten von 3,5 bis 5,0 ct/kWh, und der bestehende Netzverknüpfungspunkt hat durch die Knappheit an Anschlusskapazität erheblich an Wert gewonnen.

Entscheidend ist die Struktur, nicht das Instrument. Wer Weiterbetrieb, Retrofit und Repowering isoliert betrachtet, verschenkt Optionen. Wer die Erlösseite, den Merchant Tail und die Kapitalstruktur gemeinsam denkt — und die Standorte zu einem Portfolio bündelt — kann den Standort ein zweites Mal über zwei Jahrzehnte tragen.

DICAMA AG strukturiert und beschafft Finanzierungen für Bestandsportfolios, Repowering-Vorhaben und Projektentwickler im Bereich erneuerbarer Energien — als Ergänzung zur Bankfinanzierung oder als Gesamtkonzept. Sprechen Sie uns an für eine Finanzierungsstruktur zu Ihrem Bestandsportfolio.

Quellen

Dieser Artikel dient ausschließlich der allgemeinen Information und stellt keine Anlageberatung oder Finanzierungsempfehlung dar. Die DICAMA AG übernimmt keine Haftung für die Vollständigkeit oder Aktualität der dargestellten Informationen. Für individuelle Finanzierungsentscheidungen konsultieren Sie bitte einen qualifizierten Berater.

Häufig gestellte Fragen

Was ist eine Ü20-Windenergieanlage?

Als Ü20-Anlage gilt eine Windenergieanlage, deren EEG-Förderzeitraum abgelaufen ist. Nach § 25 Absatz 1 EEG wird die Förderung für 20 Jahre zuzüglich des Inbetriebnahmejahres gezahlt. Eine im Jahr 2005 in Betrieb genommene Anlage war damit bis Ende 2025 gefördert und ist seit dem 1. Januar 2026 eine Ü20-Anlage.

Gibt es für ausgeförderte Windenergieanlagen eine Auffangvergütung?

Nein. § 25 Absatz 2 EEG unterscheidet zwei Fälle: Nummer 1 betrifft Anlagen mit maximal 100 Kilowatt installierter Leistung, Nummer 2 betraf Windenergieanlagen an Land ohne Leistungsgrenze. Der Anspruch nach Nummer 2 lief zum 31. Dezember 2021 aus. Ausgeförderte Windparks müssen ihren Strom seither über die sonstige Direktvermarktung nach § 21a EEG vermarkten.

Ab welchem Strompreis rechnet sich der Weiterbetrieb eines Windparks?

Der Weiterbetrieb rechnet sich, sobald der erzielbare Marktwert die Weiterbetriebskosten aus Wartung, Pacht, Versicherung, Betriebsführung, Direktvermarktung und Rückbaurücklage übersteigt. Eine Studie der Fachagentur Wind bezifferte diese Kosten 2018 auf 3,5 bis 5,0 ct/kWh. Der Jahresmarktwert Wind an Land lag 2025 bei 7,441 ct/kWh. Die konkrete Schwelle ist standort- und anlagenspezifisch und muss im Einzelfall gerechnet werden.

Was ist ein Weiterbetriebsgutachten und warum verlangen Kreditgeber es?

Ein Weiterbetriebsgutachten weist die Standsicherheit einer Windenergieanlage über den ursprünglichen Auslegungszeitraum von 20 Jahren hinaus nach, üblicherweise nach der Richtlinie des Deutschen Instituts für Bautechnik. Kreditgeber verlangen es, weil es die technische Restnutzungsdauer definiert und damit die maximal finanzierbare Laufzeit begrenzt. Ohne Gutachten fehlt die Grundlage für jede Kapitaldienstplanung.

Wie finanziert man Repowering, solange die Altanlagen noch stehen?

Repowering erzeugt eine Finanzierungslücke zwischen dem Rückbau der Altanlagen und der Inbetriebnahme der Neuanlagen, in der weder Alt- noch Neuerlöse fließen. Diese Lücke wird typischerweise über eine Zwischenfinanzierung, eine Equity Bridge oder eine nachrangige Tranche überbrückt, die bei Financial Close der langfristigen Projektfinanzierung abgelöst wird. Der Kapitalbedarf umfasst zusätzlich Rückbaukosten und Genehmigungsvorlauf.

Welche Rolle spielt der bestehende Netzverknüpfungspunkt bei der Refinanzierung?

Der bereits erschlossene und bezahlte Netzverknüpfungspunkt eines Bestandswindparks ist wirtschaftlich häufig das wertvollste Einzelasset. Netzanschlusskapazität ist knapp: Bei den Übertragungsnetzbetreibern lagen Ende 2024 rund 650 Netzanschlussbegehren für Batteriespeicher über insgesamt 226 Gigawatt vor. Der bestehende Anschluss ermöglicht Repowering, Überbauung oder die Ergänzung um einen Batteriespeicher ohne neues Anschlussverfahren.

Warum ist ein ausgeförderter Windpark für Banken schwerer finanzierbar?

Mit dem Ende der EEG-Vergütung entfällt der staatlich garantierte Cashflow, der bislang die Kernsicherheit der Projektfinanzierung war. An seine Stelle tritt Marktpreisrisiko oder das Bonitätsrisiko eines PPA-Abnehmers. Erschwerend kommt hinzu, dass für ausgeförderte Anlagen laut dena überwiegend kurzfristige Stromlieferverträge unter fünf Jahren Laufzeit abgeschlossen werden — zu kurz für eine klassische langfristige Projektfinanzierung.

Kann ein Batteriespeicher die Refinanzierung eines Ü20-Windparks verbessern?

Ein am bestehenden Netzverknüpfungspunkt ergänzter Batteriespeicher kann die Erlösstruktur verstetigen, weil er Erzeugung aus Stunden mit niedrigen oder negativen Preisen in Stunden mit höheren Preisen verschiebt. 2025 gab es an der Strombörse 573 Stunden mit negativen Preisen. Die Kombination erfordert allerdings eine eigene Finanzierungslogik, weil Speichererlöse anderen Risiken unterliegen als Winderlöse.