Windpark-Investitionsrechner · Methodik

So funktioniert das Windparkmodell

Diese Seite beschreibt, was der Rechner berechnet, in welcher Reihenfolge und mit welchen Formeln. Der Windpark ist fiktiv; jede Eingabe stammt aus einer öffentlichen Quelle oder ist eine dokumentierte Annahme – beide sind auf der Quellenseite aufgeführt, geprüft am 30.09.2026. Die Zahlen unten stammen aus demselben Rechenkern, der im Rechner läuft.

Beispielrechnung – keine Anlage-, Steuer- oder Rechtsberatung. Der Windpark ist fiktiv.

Der Basisfall auf einen Blick

Windpark

5 × 6,3 MW = 31,5 MW in Hessen, außerhalb der Südregion

Energieertrag

Standortgüte (Gütefaktor) 68 % → 2.439 Volllaststunden (P50, netto) → 76,8 GWh pro Jahr

Ausschreibung

Zuschlagswert 4,79 ct/kWh, Durchschnitt der Runde vom 01.08.2026, bekanntgegeben am 17.09.2026 → anzulegender Wert (AW) 6,30 ct/kWh

Zeitplan

Financial Close 01.01.2027 → 18 Monate Bauzeit → Inbetriebnahme 01.07.2028 → Ende der Betriebsdauer 01.07.2053 (25 Jahre)

Investition

1.814 €/kW netto ohne Umsatzsteuer, 57,1 Mio. €; Mittelverwendung gesamt einschließlich Finanzierungskosten, Reserven und Anlaufliquidität 59,3 Mio. €

Darlehen

KfW-Programm 270, 5,35 % fest, 20 Jahre ab Financial Close mit 3 tilgungsfreien Jahren, 68 gleich hohe vierteljährliche Tilgungsraten vom 31.03.2030 bis 31.12.2046; 20,6 Mio. € (35 % der Mittelverwendung)

Steuern

GmbH & Co. KG (GmbH als Schalter), Gewerbesteuer-Hebesatz 400 %

1. Grundsätze

• Deterministisch und nominal. Gleiche Eingaben ergeben immer dasselbe Ergebnis. Beträge sind nominale Euro; Einheitspreise werden in Preisen von 2025 oder 2026 eingegeben und mit der Inflation fortgeschrieben. Zwei Größen sind von Natur aus nominal: die Strom-Terminpreise und der AW, der nicht indexiert wird (zu seinen Überprüfungen siehe Abschnitt 4).
• Datierte Zahlungen. Die Bauphase läuft monatlich mit Zahlungen zum Monatsende, der Betrieb in Kalenderjahren mit Zahlungen zum 31. Dezember. Das erste und das letzte Jahr zählen nur die Tage in Betrieb. Das Darlehen läuft in einem Monatsraster mit vierteljährlichen Tilgungsraten, summiert je Kalenderjahr.
• Renditen anhand der Zahlungstermine. IRR und Kapitalwert verwenden die genauen Zahlungstermine mit der Zinskonvention Actual/365, wie XINTZINSFUSS und XKAPITALWERT in Excel; so werden ein erstes Betriebsjahr von nur einem halben Jahr und die monatliche Bauphase richtig gewichtet.
• Zwei Sichten. Die Projektsicht (ohne Fremdkapital) zeigt, was der Windpark verdient; die Sicht der Gesellschafter (mit Fremdkapital) zeigt, was nach Schuldendienst und Reserven beim Eigenkapital ankommt.
• Geprüfte Eingaben. Vor jeder Berechnung – ob aus dem Eingabebereich, einem geteilten Link oder einer gespeicherten Sitzung – wird jede Eingabe auf ihren Bereich und ihre Stimmigkeit geprüft. Eingaben, die sich nicht berechnen lassen, erzeugen eine Meldung statt eines Ergebnisses.

2. Zeitplan

• Der Financial Close am 01.01.2027 ist zugleich der Bewertungsstichtag. Nach 18 Monaten geht der Park am 01.07.2028 in Betrieb; das erste Betriebsjahr hat also sechs Monate.
• Der Zuschlag wurde am 17.09.2026 bekanntgegeben. Er erlischt, wenn der Park 36 Monate später, am 17.09.2029, nicht in Betrieb ist (§ 36e EEG), und eine Inbetriebnahme mehr als 30 Monate nach der Bekanntgabe löst eine Pönale aus (§ 55 EEG). Im Basisfall geht der Park nach etwa 21 Monaten in Betrieb; spätere Termine werden in den Prüfungen gekennzeichnet.
• Die EEG-Förderung dauert 20 Jahre ab der Inbetriebnahme (§ 25 EEG; bei bezuschlagten Anlagen nicht bis zum Jahresende verlängert). Sie verlängert sich um die Zeiträume mit negativen Preisen im Jahr der Inbetriebnahme und in den 19 folgenden Kalenderjahren, aufgerundet auf ganze Tage (§ 51a EEG). Bei 6,5 % der Zeit mit negativen Preisen endet die Förderung am 07.10.2049.
• Die Betriebsdauer beträgt 25 Jahre (30 als Variante); am Ende, am 01.07.2053, wird der Park zurückgebaut.
• Das KfW-Darlehen läuft 20 Jahre ab der Zusage, die das Modell auf den Financial Close legt. 3 Jahre lang werden nur Zinsen gezahlt; danach wird es in 68 gleich hohen vierteljährlichen Raten getilgt, die erste am 31.03.2030, die letzte am 31.12.2046 (KfW-Merkblatt 270). Die tilgungsfreien Jahre müssen mindestens bis zur Inbetriebnahme reichen: Tilgungsraten während der Bauzeit bildet das Modell nicht ab.
• Die Abruffrist für das KfW-Darlehen beträgt 12 Monate ab der Zusage und kann um bis zu 24 Monate verlängert werden. Eine Bauzeit von 18 Monaten braucht eine solche Verlängerung; das Modell unterstellt sie.

3. Energieertrag

Leistung          P       = Anzahl der Anlagen × Anlagenleistung
Standortertrag    h_site  = Standortgüte × Referenzertrag              (Anlage 2 Nr. 7 EEG)
P50, netto        h_P50   = h_site × min(1, Verfügbarkeit / 98 %) × (1 − sonstige Verluste)
Erzeugung         E_y     = P × h_P50 × f_y × (1 − Degradation)^n_y
Verkaufte Menge   E_sold  = E_y × (1 − Anteil der Erzeugung bei negativen Preisen)
P90               E_P90   = E_P50 × (1 − 1,2816 × σ)

• Der Referenzertrag der 6-MW-Klasse beträgt 3.623 Volllaststunden am 100-%-Referenzstandort (Deutsche WindGuard, 2025). Bei einer Standortgüte von 68 % ergibt sich ein Standortertrag von 2.464 Stunden.
• Die Standortgüte ist eine Eingabe, kein Ergebnis: Sie bestimmt – wie im Gesetz – sowohl die Erzeugung als auch den Korrekturfaktor. Ein besserer Standort erzeugt mehr Strom, erhält aber einen niedrigeren AW.
• Nach dem Gesetz sind im Standortertrag Abschattungsverluste, bis zu 2 % Nichtverfügbarkeit, elektrische Verluste und Abregelungen aus der Genehmigung bereits abgezogen. Das Modell zieht nur zusätzliche Verluste aus einer Verfügbarkeit unter 98 % (97 % im Basisfall) und optionale sonstige Verluste ab: 2.439 Stunden.
• f_y ist der Anteil des Jahres in Betrieb, n_y die Zahl der Kalenderjahre seit dem Jahr der Inbetriebnahme; die Degradation beträgt 0,2 % pro Jahr.
• In Zeiten negativer Preise regelt der Direktvermarkter den Park ab, und es wird keine Marktprämie gezahlt (§ 51 EEG). Im Basisfall fallen 5 % der Erzeugung in solche Zeiten.
• Abregelungen im Redispatch 2.0 werden entschädigt (§ 13a EnWG) und nicht abgezogen.
• P90 nutzt die Standardabweichung des Ertrags: σ = 12,8 % für ein einzelnes Jahr (P90 = 83,6 % von P50) und 10,3 % für einen Zehnjahresdurchschnitt (86,8 %). Der Einjahreswert testet den Schuldendienst in einem schlechten Jahr; der Zehnjahreswert beschreibt ein schwächeres Windangebot.

4. Erlöse

Korrekturfaktor     KF      = Tabelle nach § 36h EEG, zwischen den Stützwerten linear interpoliert
Anzulegender Wert   AW      = Zuschlagswert × KF, gerundet auf 2 Nachkommastellen in ct/kWh  (§ 36h Abs. 5)
Grundlastpreis      B_y     = Strom-Terminpreise 2027–2029, danach langfristiger Preis (Preise 2026) × Preisindex
Marktwert           JW_y    = B_y × Marktwertfaktor Wind            (Jahresmarktwert Wind an Land)
Marktprämie         MP_y    = max(0, AW − JW_y)                     (Anlage 1 Nr. 4 EEG)
Markterlöse                 = E_y × JW_y × Förderanteil des Jahres
Prämienerlöse               = E_sold × MP_y × Förderanteil des Jahres
Nach der Förderung          = E_y × JW_y oder E_sold × PPA-Preis, × Rest des Jahres

* 50 % gilt nur in der Südregion; anderswo bleibt der Faktor unter 60 % bei 1,42. Bei 68 % beträgt der Faktor 1,316, der AW also 4,79 × 1,316 = 6,30364, gerundet 6,30 ct/kWh.

• Warum die beiden Erlösteile unterschiedliche Mengen nutzen. Der Jahresmarktwert mittelt den Preis über die gesamte Winderzeugung, einschließlich der Stunden mit negativen Preisen. Ein abgeregelter Park verzichtet nur auf Preise von null oder darunter; Erzeugung × Marktwert ist daher eine vorsichtige Schätzung seiner Markterlöse. Die Marktprämie ist nach dem Gesetz in Zeiten negativer Preise null und gilt daher nur für die verkaufte Menge.
• Jahresmarktwert. Für Zuschläge nach dem 1. Januar 2023 richtet sich die Marktprämie nach dem jährlichen, nicht dem monatlichen Marktwert. Die einzige Vereinfachung: Der eigene Erlöspreis des Parks entspricht dem Marktwert aller Windenergie an Land.
• Preise im Basisfall. Terminpreise von 128,37 / 98,88 / 82,74 €/MWh für 2027–2029, danach 75 €/MWh in Preisen von 2026 zuzüglich Inflation, multipliziert mit einem Marktwertfaktor von 0,80: ein Marktwert von 66,2 €/MWh im Jahr 2029 und 72,1 €/MWh im Jahr 2035. Der langfristige Preis ist die einflussreichste Annahme des Modells; das Tornado-Diagramm zeigt ihr Gewicht.
• Das EEG als Untergrenze. Der AW (63,0 €/MWh) bleibt in jedem Jahr unter dem erwarteten Marktwert; im Basisfall wird also keine Marktprämie gezahlt. Im Downside-Fall mit 20 % niedrigeren Preisen wird die Marktprämie in 15 Jahren gezahlt – die Untergrenze wirkt dann wie eine Versicherung.
• Überprüfung der Standortgüte. Der AW ist nominal fest, aber § 36h Abs. 2 EEG legt ihn zu Beginn des 6., 11. und 16. Jahres anhand des Standortertrags der vorangegangenen fünf Jahre neu fest und rechnet die Zahlungen dieser Jahre ab, wenn sich die Standortgüte um mehr als 2 Prozentpunkte verändert hat. Der Basisfall nimmt an, dass die festgestellte Standortgüte von 68 % für den gesamten Zeitraum gilt; der AW bleibt also bei 6,30 ct/kWh. Die mehrjährigen Stressfälle wenden die Überprüfung an: Mit dem zehnjährigen P90-Ertrag beträgt die Standortgüte 59,0 %, der AW beträgt ab dem 01.07.2033 6,80 ct/kWh, und die ersten fünf Jahre werden zu diesem Wert abgerechnet. Zinsen auf Rückzahlungen an den Netzbetreiber werden nicht modelliert.
• Zahlungszeitpunkte. Der Netzbetreiber zahlt monatliche Abschläge, fällig am 15. des Folgemonats. § 26 EEG erlaubt, sie nach dem Marktwert des Vorjahres zu bemessen; davon geht das Modell aus. Der Rest der Marktprämie und die Erstattung nach § 6 kommen mit der Endabrechnung, angenommen zum 31. März des Folgejahres. Die Verzögerung der Endabrechnung ist eine Eingabe, das Modell rechnet aber in Kalenderjahren: Eine Verzögerung von 1 bis 12 Monaten legt die Endabrechnung ins Folgejahr, eine von 13 bis 24 Monaten ins Jahr danach – das ist der Verzögerungsstress –, und der Monat innerhalb des Jahres ändert die jährlichen Zahlungen nicht. Im ersten Jahr, in dem der Marktwert unter den AW fällt, sind die Abschläge deshalb noch null, und die gesamte Marktprämie fließt im Jahr darauf; der Bankfall enthält dieselbe Verzögerung. Der Dezember-Abschlag, gezahlt am 15. Januar, ist zum Jahresende nur offen, solange der Förderzeitraum im Dezember läuft. Markterlöse gehen mit einer Forderungslaufzeit von 30 Tagen ein, bezogen auf die tatsächlichen Betriebstage eines Teiljahres.
• Zweiseitige Marktprämie (Schalter). Ein vereinfachter Stresstest, nicht die Berechnung des EEG-2027-Entwurfs, der weitere Regeln wie Viertelstunden-Anpassungen und einen Mindestbetrag vorsieht, der beim Betreiber verbleibt: Die Marktprämie wird negativ, wenn der Marktwert über dem AW liegt. Der Schalter ist standardmäßig aus – ein Zuschlag von 2026 fällt unter das EEG 2023, und ob der Entwurf für ihn gelten wird, ist offen. Abschläge sind nie negativ; eine Rückzahlung wird mit der Endabrechnung verrechnet.
• Nach der Förderung verkauft der Park zum Marktwert oder, per Schalter, über ein PPA zu einem Festpreis in Preisen von 2026. Das PPA hat annahmegemäß eine Klausel für negative Preise: Der Park wird in Zeiten negativer Preise abgeregelt und nur für die verkaufte Menge bezahlt.

5. Betriebskosten

Fixe Posten          = €/kW pro Jahr (Preise 2025) × Leistung × Preisindex × f_y
Pacht                = max(10 % der Erlöse, 70.000 € je Anlage in Preisen 2026)
Direktvermarktung    = 0,20 ct/kWh × verkaufte Menge        (Preise 2026, indexiert)
Kommunalbeteiligung  = 0,2 ct/kWh × Erzeugung                 (§ 6 EEG)
Avalprovision        = 1,25 % pro Jahr × Rückbausicherheit
Einspeiseentgelt     = €/kW pro Jahr                          (0 im Basisfall)

• Das Direktvermarktungsentgelt von 0,20 ct/kWh ist eine Annahme. Der gesetzliche Abzug von 0,228 ct/kWh für ausgeförderte Anlagen (Netztransparenz, 2026) ist ein Anhaltspunkt, kein Marktangebot für einen neuen Park.
• Die Kommunalbeteiligung ist nach § 6 EEG freiwillig. Der Netzbetreiber erstattet bis zu 0,2 ct/kWh mit der Endabrechnung des Folgejahres für Mengen, die eine Marktprämie erhalten haben – im Modell in Jahren mit positiver Marktprämie; was über 0,2 ct/kWh hinausgeht, ist reiner Aufwand. Nach der Förderung läuft die Zahlung als reiner Aufwand weiter (Schalter).
• Die Rückbausicherheit folgt der hessischen Regel – Nabenhöhe × 1.000 € je Anlage – und wird durch eine Bankbürgschaft gestellt.
• Der Rückbau kostet am Ende der Betriebsdauer 50 €/kW in Preisen von 2026. Das Geld wird in gleichen Raten über die letzten 5 Jahre zurückgelegt.
• Die Inflation folgt der Projektion der Bundesbank für 2026–2028 (2,9 % / 2,7 % / 1,9 %) und danach dem Ziel der EZB von 2 %.

6. Investition und Finanzierung

• Die Kosten entsprechen dem Stand 2025 der Deutschen WindGuard für Projekte mit Inbetriebnahme 2025–2028, ohne Fortschreibung bis zum Financial Close; die Anlagenpreise waren 2026 stabil.
• Die Umsatzsteuer von 19 % wird mit jeder Rechnung gezahlt und 2 Monate später erstattet. Ein Umsatzsteuerdarlehen zum Zinssatz des vorrangigen Bankdarlehens plus 0,85 Prozentpunkte überbrückt die Lücke; seine Zinsen, einschließlich der Monate nach der Inbetriebnahme, gehören zur Mittelverwendung.
• Finanzierungskosten in der Bauphase: ein Bearbeitungsentgelt von 1 % des Darlehens beim Financial Close; eine Bereitstellungsprovision von 0,15 % pro Monat auf den nicht abgerufenen Betrag ab Monat 7 (Regel der KfW); Zinsen auf das abgerufene Darlehen. Die KfW berechnet in den tilgungsfreien Jahren nur Zinsen; diese Zinsen werden daher laufend gezahlt und wie Investitionskosten finanziert, nicht dem Darlehen zugeschlagen.
• Die Kapitaldienstreserve (DSRA) wird bei Inbetriebnahme mit 3 Monaten des Schuldendienstes des ersten vollen Tilgungsjahres (2030) dotiert: 573 Tsd. €.
• Die Anlaufliquidität von 498 Tsd. € finanziert die Forderungen des ersten Betriebsjahres; so entsteht aus den Verkäufen der ersten Monate kein zusätzlicher Liquiditätsbedarf.
• Fremd- und Eigenkapital werden jeden Monat anteilig abgerufen (Eigenkapital zuerst als Schalter).

Mittelverwendung = Investitionskosten + Bearbeitungsentgelt + Bereitstellungsprovision + Bauzeitzinsen
                   + Zinsen des Umsatzsteuerdarlehens + Erstdotierung DSRA + Anlaufliquidität
Mittelherkunft   = vorrangiges Bankdarlehen + Eigenkapital   Prüfung: Mittelherkunft − Mittelverwendung = 0

Im Basisfall beträgt die Mittelverwendung 59,3 Mio. €: Investitionskosten 57,1 Mio. €, Finanzierungskosten 1,1 Mio. €, Erstdotierung der DSRA 0,6 Mio. € und Anlaufliquidität 0,5 Mio. €. Finanziert wird sie mit einem Darlehen von 20,6 Mio. € und Eigenkapital von 38,7 Mio. €.

7. Dimensionierung des Darlehens

Der Bankfall des Modells rechnet während der Förderung nur mit der garantierten Untergrenze: höchstens dem AW je verkaufter kWh. Das ist eine konservative Konvention des Modells, keine Aussage darüber, wie jede Bank rechnet. Marktprämie und Erstattung nach § 6 kommen zu denselben Zeitpunkten wie im Betriebsfall, einschließlich der Verzögerung nach § 26; nach der Förderung rechnet der Bankfall mit Basispreisen (ein Schalter dimensioniert durchgehend mit Basispreisen). Der für den Schuldendienst verfügbare Cashflow (CFADS) ist für Dimensionierung, Covenant und Ausschüttungssperre einheitlich definiert:

CFADS_y   = EBITDA_y − Veränderung des Working Capital_y − Steuern_y
Schuldendienst je Euro Darlehen   a_y    (vierteljährliche Tilgungsraten und monatliche Zinsen, je Jahr summiert)
Darlehen aus den DSCR-Zielen      D_DSCR = min über y von  min( CFADS_y[Bank, P50] / (1,20 × a_y),
                                                              CFADS_y[Bank, P90 1 Jahr] / (1,00 × a_y) )
Darlehen                          D      = min( D_DSCR, 80 % × Mittelverwendung )

• Zirkularität. Die Steuern hängen von den Zinsen ab, und die Mittelverwendung hängt über Gebühren, Bauzeitzinsen und DSRA vom Darlehen ab. Das Modell iteriert, bis sich das Darlehen um weniger als 0,50 € ändert, rechnet dann beide Bankfälle mit dem endgültigen Darlehen neu und prüft beide Ziele erneut.
• Varianten. Annuität und Sculpting sind allgemeine Tilgungsprofile kommerzieller Darlehen, nicht KfW 270. Annuität: gleiche vierteljährliche Zahlungen. Sculpting: Der Schuldendienst jedes Jahres ist der kleinere Wert aus CFADS ÷ Ziel für P50 und P90; das Darlehen ist der Betrag, den diese Zahlungen bis zur Fälligkeit genau tilgen – in geschlossener Form bestimmt, da die Restschulden linear vom Darlehensbetrag abhängen –, und kleiner, wenn in einem ertragsschwachen Jahr sonst eine negative Tilgungsrate nötig wäre.
• Basisfall. Bindende Grenze: P90-DSCR auf der EEG-Untergrenze – ein Darlehen von 20,6 Mio. €, 35 % der Mittelverwendung; die niedrigsten DSCR im Bankfall betragen 1,27x bei P50 und 1,00x bei P90. Bürgerwindparks, die zu niedrigeren Zinsen und höheren Zuschlagswerten finanziert wurden, weisen in ihren Prospekten 79–90 % Fremdkapital aus; bei 5,35 % und einer Untergrenze von 6,30 ct/kWh ist die Verschuldungskapazität weit geringer. Im September 2026 warnte eine Gruppe von 18 Banken vor steigenden Eigenkapitalanforderungen für Windprojekte.
• Dimensionierungsziel und Covenant. Das einjährige P90-Ziel von 1,00x liegt unter dem Covenant von 1,05x. Das Ziel gilt für den Bankfall zu Preisen der Untergrenze; der Covenant wird an den Cashflows des Betriebs getestet, wo der einjährige P90-Stress im Basisfall noch 1,14x zeigt. Für keine der beiden Schwellen gibt es einen veröffentlichten marktüblichen Referenzwert; beide sind Annahmen und Eingaben.
• Kein Darlehen. Hat der Bankfall ein Jahr ohne Geld für den Schuldendienst – CFADS null oder darunter –, ist keine Darlehenshöhe mit gleich hohen Tilgungsraten tragfähig, und das Modell setzt kein Darlehen an. Ein Darlehen mit Sculpting wird vor einem solchen Jahr getilgt, wenn die früheren Jahre das erlauben. Ein Darlehensbetrag unter 1 € gilt als kein Darlehen, und Jahre mit weniger als 1 € Schuldendienst haben keinen DSCR.

8. Steuern

EBT              = EBITDA − Abschreibung − Zinsen − Zuführung zur Rückbaurückstellung
Hinzurechnung    = 25 % × max(0, Zinsen + 50 % × Pacht − 200.000 €)                  § 8 Nr. 1 GewStG
Gewerbeertrag    = EBT + Hinzurechnung − Verlustvortrag (1 Mio. € voll, darüber 60 %)   § 10a GewStG
                   abgerundet auf 100 €, abzüglich 24.500 € bei Personengesellschaften    § 11 GewStG
Gewerbesteuer    = 3,5 % × Gewerbeertrag × Hebesatz
Körperschaftst.  = Satz_y × (EBT − Verlustvortrag: 1 Mio. € voll, darüber
                   70 % bis 2027, 60 % ab 2028)            nur GmbH; § 23 KStG, § 10d EStG
                   Satz_y: 15 % bis 2027; 14 / 13 / 12 / 11 % in 2028–2031; 10 % ab 2032
Soli             = 5,5 % × Körperschaftsteuer

• Abschreibung. Bemessungsgrundlage sind die Investitionskosten zuzüglich der aktivierten Finanzierungskosten. Alle Wirtschaftsgüter des Windparks werden linear über 16 Jahre abgeschrieben (AfA-Tabelle; BFH IV R 46/09); das erste Jahr zählt ab dem Monat der Inbetriebnahme. Die degressive AfA (das Dreifache des linearen AfA-Satzes, höchstens 30 %: hier 18,75 %) lässt sich per Schalter wählen; sie gilt nur für Wirtschaftsgüter, die zwischen dem 1. Juli 2025 und dem 31. Dezember 2027 fertiggestellt werden – nicht für den Basisfall. Das Modell wechselt zur linearen AfA, sobald deren Betrag höher ist. Ein beim Rückbau verbleibender Buchwert wird im letzten Jahr abgeschrieben.
• Rückbaurückstellung. Steuerlich wird die Verpflichtung zeitanteilig über die Betriebsdauer zu den Preisen des jeweiligen Bilanzstichtags angesammelt und mit 5,5 % abgezinst – außer wenn weniger als zwölf Monate verbleiben (§ 6 Abs. 1 Nr. 3a Buchst. e EStG). Ihre Zuführung mindert den steuerpflichtigen Gewinn. Davon getrennt ist die Liquiditätsreserve für den Rückbau.
• Die Steuern auf den Gewinn sind nicht abziehbar (Gewerbesteuer: § 4 Abs. 5b EStG; Körperschaftsteuer und Solidaritätszuschlag: § 10 Nr. 2 KStG), die Steuerberechnung selbst ist also nicht zirkulär. Steuern werden im Jahr ihrer Entstehung gezahlt.
• Rechtsform. Auf ihren Gewinn zahlt eine GmbH & Co. KG nur Gewerbesteuer; ihre Gesellschafter versteuern ihre Gewinnanteile selbst, und das wird nicht modelliert. Die Eigenkapital-IRR der KG ist daher eine Rendite vor den Steuern der Gesellschafter und nicht unmittelbar mit der GmbH vergleichbar, die zusätzlich Körperschaftsteuer und Solidaritätszuschlag zahlt.
• Die Gewerbesteuer fließt der Gemeinde der Anlagen zu: Bei Windparks zerlegt § 29 Abs. 1 Nr. 2 GewStG den Steuermessbetrag zu 9/10 nach installierter Leistung und zu 1/10 nach Arbeitslöhnen; mit einem Standort und ohne eigenes Personal geht die gesamte Bemessungsgrundlage dorthin, und es gilt ein einziger Hebesatz. Die Prüfungen markieren einen Hebesatz unter dem gesetzlichen Minimum von 280 % ab 2027 sowie Zinsen von 3 Mio. € oder mehr im Jahr, ab denen die Freigrenze der Zinsschranke (§ 4h EStG) nicht mehr greift; die Zinsschranke selbst berechnet das Modell nicht.

9. Cashflow-Wasserfall

CFADS           = EBITDA − Veränderung des Working Capital − Steuern
− Zinsen − Tilgung
  Fehlbetrag    gedeckt zuerst aus Mitteln, die die Ausschüttungssperre zurückhält, dann aus der DSRA
± DSRA          auffüllen auf 3 Monate des Schuldendienstes im Folgejahr, Überschuss freigeben,
                bei einem Fehlbetrag ziehen
− Reserve       gleiche Raten für den Rückbau in den letzten 5 Jahren
  Sperre        bei DSCR < 1,10 während der Laufzeit bleibt das Geld des Jahres in der Gesellschaft,
                bis der DSCR wieder über der Schwelle liegt
= ausschüttungsfähiger Cashflow

• Im letzten Jahr werden DSRA, zurückgehaltene Mittel und Rückbaureserve freigegeben, und der Rückbau wird bezahlt. Reicht das Geld des letzten Jahres nicht, gilt der Fall wie bei jedem anderen Fehlbetrag als nicht finanziert: Zahlungen der Gesellschafter werden nicht modelliert.
• Finanzierung. Fehlt während der Laufzeit weiterhin Geld, führt das Modell den Fehlbetrag als negativen Liquiditätsbestand (Finanzierungslücke) und markiert den Fall als nicht finanziert: Eigenkapital-IRR und Kapitalwert erscheinen dann als „n. a.“ (nicht aussagekräftig). Zahlungen der Gesellschafter zur Deckung eines Fehlbetrags werden nicht modelliert.
• Ausschüttungsgrenzen. Die letzte Zeile ist der ausschüttungsfähige Cashflow vor den gesetzlichen Ausschüttungsgrenzen. Eine GmbH darf das zur Erhaltung des Stammkapitals erforderliche Vermögen nicht auszahlen (§ 30 GmbHG); ein Kommanditist, dessen Entnahmen sein Kapitalkonto unter die eingetragene Haftsumme drücken, haftet den Gläubigern bis zu diesem Betrag wieder (§ 172 Abs. 4 HGB). Im Basisfall zeigt die Bilanz des Modells in den Jahren 2043–2050 ein negatives bilanzielles Eigenkapital – ein Hinweis, dass solche Grenzen greifen könnten, keine rechtliche Prüfung. Gesellschafterdarlehen, deren Rückzahlung keine Ausschüttung ist, werden nicht modelliert.

10. Ergebnisse

11. Szenarien, Sensitivität und Gebotsrechner

Der Basisfall dimensioniert das Darlehen. Die Stressszenarien behalten dieses Darlehen und jede Rate – die Sicht der Bank nach dem Financial Close. Ein P90-Ertrag in jedem Jahr ist ein Stresstest, keine 90-%-Wahrscheinlichkeit für die gesamte Laufzeit: Der Einjahreswert testet den Schuldendienst, der Zehnjahreswert ist der bessere Anhaltspunkt für Renditen.

Tornado. Jede Einflussgröße wird auf ihren unteren und ihren oberen Wert gesetzt, mit neu dimensioniertem Darlehen – die Sicht vor dem Financial Close –, und die Einflussgrößen werden nach der Spannweite der gewählten Kennzahl sortiert. Ein Lauf, in dem der Gesellschaft das Geld ausgeht oder eine Rechenprüfung fehlschlägt, zeigt keine Eigenkapital-IRR. Die Einflussgröße für negative Preise ändert auch den Marktwertfaktor mit (1 − Anteil): Erzeugung, die in Zeiten negativer Preise fällt, bringt fast nichts ein, also sinkt der Marktwert des Windes mit.

Gebotsrechner. Er sucht den niedrigsten Zuschlagswert, bei dem die Eigenkapital-IRR ein Ziel erreicht, mit neu dimensioniertem Darlehen bei jedem Schritt, und meldet drei Dinge: den Preis allein für die Rendite; den niedrigsten Preis, der außerdem finanzierbar ist – voll finanziert, unter Einhaltung des Covenants und mit einem Zuschlag, der nach § 36e nicht erloschen ist –; und ob dieser Preis den Höchstwert der Eingaben einhält. Die IRR verläuft in Abhängigkeit vom Zuschlagswert nicht monoton: Eine höhere Untergrenze erlaubt mehr Fremdkapital zu 5,35 %, was die Eigenkapitalrendite senken kann. Die Suche prüft deshalb ein Raster von 0,25 ct auf den ersten Preis, der die Bedingungen erfüllt, und halbiert dann innerhalb dieses Schritts. Gebote haben zwei Nachkommastellen; die Antwort ist daher der niedrigste solche Preis, der die Bedingungen erfüllt, neu gerechnet zu diesem Preis. Im Basisfall braucht eine Eigenkapital-IRR von 8 % einen Zuschlagswert von 7,41 ct/kWh (AW 9,75 ct/kWh) – über dem Höchstwert von 7,25 ct/kWh.

12. Prüfungen und Gültigkeit

Jede Neuberechnung führt 25 Prüfungen in fünf Gruppen durch. Der Rechner fasst sie unter den Kennzahlen in einer Zeile zusammen: ob der Fall voll finanziert ist, den Covenant einhält und im Modellrahmen bleibt.

13. Verifikation

• Automatisierte Tests decken die Finanzmathematik ab (gegen die von Microsoft veröffentlichten Beispiele für XINTZINSFUSS und XKAPITALWERT), die Tabelle und Rundung nach § 36h, den Darlehenskalender, die Zeitpunkte der Marktprämie, Steuern und Abschreibung, das Modell und seine Szenarien, den Gebotsrechner und den Excel-Export.
• Ein reproduzierbarer Zufallsdurchlauf mit 500 Eingabesätzen innerhalb der üblichen Bereiche läuft als Test: Mit einseitiger Marktprämie verletzt das Basisszenario nie seinen Covenant, der Gesellschaft geht nie das Geld aus, und jede Rechenprüfung wird bestanden. Ein breiterer Durchlauf mit 1.000 Sätzen bewegt zusätzlich die gesamten Investitions- und Betriebskosten, die Terminpreise, die Inflation, den Schalter für die zweiseitige Marktprämie und das Tilgungsprofil: Jedes Szenario besteht jede Rechenprüfung, und kein Jahr trägt Rundungsreste im Schuldendienst.
• Die Excel-Arbeitsmappe (vorerst auf Englisch) ist eine zweite Umsetzung des Modells in Tabellenformeln. Ihre Kopie ohne gespeicherte Ergebnisse hat Microsoft Excel allein neu berechnet. In 40 Varianten – jeder Schalter (Rechtsform, Tilgungsprofil, Erlösbasis der Bank, zweiseitiger Stresstest, PPA, Eigenkapital zuerst, degressive AfA, Südregion, Datumsangaben und Verzögerungen) und die Grenzfälle aus den externen Reviews (kein Darlehen, kein Geld, negative Renditen, ein erloschener Zuschlag, Eingaben außerhalb des üblichen Bereichs) – stimmen alle ihre rund 26.000 Formelzellen mit dem Rechenkern überein: Geldbeträge auf den Cent, Sätze und Verhältnisse auf 10⁻⁷. Jedes Paar von Schalterwerten kommt in mindestens einer Variante zusammen vor. Zwei Änderungen in der Datei verhalten sich wie beschrieben: Neue Eigenkapitalkosten stimmen in jeder Zelle mit dem Rechenkern überein; ein neuer Zuschlagswert zeigt keinen Fehler und fordert dazu auf, das Darlehen neu zu berechnen. Zwei Negativkontrollen belegen, dass der Vergleich fehlschlagen kann: Ein Hebesatz von 410 % statt 400 % und eine verfälschte Gewerbesteuerformel bewegen jeweils die Steuerzeilen und die Eigenkapital-IRR, nicht aber Erlöse, Darlehen oder Investitionskosten. Der letzte Lauf ist mit der Excel-Version im Repository archiviert (verification/excel-run.json); ein Test schlägt fehl, sobald sich die Arbeitsmappe ändert, bis Excel sie erneut geprüft hat.
• Am 1. Oktober 2026 wurde die Arbeitsmappe des Basisfalls zusätzlich in Google Sheets geöffnet: Ihre Ergebnisse stimmen mit denen der Website überein, keine Formel zeigt einen Fehler, die Schalter akzeptieren nur ihre vorgesehenen Werte, und die beiden Änderungen in der Datei verhalten sich wie in Excel.
• Die Arbeitsmappe übernimmt drei Ergebnisse der Website als eingefügte Werte: das Darlehen, die Mittelverwendung gesamt und, beim Sculpting, die Tilgung je Jahr. Sie sind die Fixpunkte der zirkulären Verknüpfungen des Modells. Das Blatt „Checks“ berechnet das Darlehen aus den DSCR-Zielen und der Obergrenze der Fremdkapitalquote neu und meldet, wenn die eingefügten Werte nicht mehr passen.
• Am 30. September 2026, vor den externen Reviews, hat eine Tabelle, die nach der schriftlichen Spezifikation – nicht nach dem Code – aufgebaut wurde, den Basisfall des ersten Rechenkerns in Microsoft Excel nachgerechnet. Alle 20 Kennzahlen und zwölf Jahreszeilen stimmten auf den Cent überein.
• Der PDF-Bericht des Basisfalls (vorerst auf Englisch) wird aus den Diagrammen und Zahlen des Rechners selbst gedruckt. Ein Test schlägt fehl, wenn das veröffentlichte PDF älter ist als der Code, aus dem es entstanden ist.
• Der Quellcode einschließlich der Tests ist öffentlich auf GitHub.

14. Grenzen des Modells

• Der Betrieb wird jährlich gerechnet; die Erzeugung verteilt sich gleichmäßig über das Jahr (tatsächlich ist der Winter windreicher).
• Der Erlöspreis des Parks entspricht dem Marktwert aller Windenergie an Land.
• Die Steuern der Gesellschafter einer KG auf ihre Gewinnanteile werden nicht modelliert; Steuern werden im Jahr ihrer Entstehung gezahlt.
• Ein einziges vorrangiges Bankdarlehen: keine Tranchen, Gesellschafterdarlehen, Refinanzierung oder Cash Sweep; Tilgungsraten während der Bauzeit werden nicht unterstützt.
• Nicht modelliert: die Pönale nach § 55 bei verspäteter Inbetriebnahme, Zinsen auf Rückzahlungen nach § 36h, die Zinsschranke und Zahlungen der Gesellschafter zur Deckung eines Fehlbetrags.
• Nicht entschädigte netzbedingte Abregelungen (nach einem Entwurf des Netzpakets) und Einspeiseentgelte (das AgNes-Verfahren der Bundesnetzagentur) sind nicht im Basisfall; das Entgelt steht als Eingabe zur Verfügung.
• In der Excel-Arbeitsmappe werden Darlehen, Mittelverwendung gesamt und die Tilgung beim Sculpting auf der Website berechnet; berechnen Sie nach einer Änderung, die diese Werte betrifft, das Modell dort neu und laden Sie die Arbeitsmappe erneut herunter. Tornado und Gebotsrechner sind als Werte enthalten.
• Der Windpark ist fiktiv, die Ergebnisse sind beispielhaft.