Alle Ausbaustufen im Renditevergleich Gesamtrendite · EK-Rendite p.a.
Gesamtrendite = interner Zinsfuß des Projekts vor Finanzierung · EK-Rendite = gehebelt auf das Eigenkapital. Der Abstand ist der Finanzierungshebel. Kombinierte Stufen kapitalgewichtet über die Laufzeiten (Wind 25 a · PV 30 a · Speicher 15 a, Rückbau als Endauszahlung).
Fallmatrix — einzeln · Verbund · Speicher · Direktleitung 11 Ausbaustufen
Dasselbe Projekt in elf Ausbaustufen — von der einzelnen Anlage bis zum Vollverbund aus Wind, PV, Speicher und Direktleitung. Die Tabelle beantwortet zwei Fragen: Welche Renditeanforderung muss das Kapital verdienen? Der Gewinn ist bereits nach der eingestellten Eigenkapital-Zielverzinsung und dem Fremdkapitaldienst gerechnet — ob eine Stufe trägt, hängt damit vor allem davon ab, welche Verzinsung Eigentümer und Bank verlangen (geduldiges kommunales Kapital ~3–5 % gegenüber privaten 7–10 %; einstellbar auf den Wind- und PV-Seiten). Und: Was bringt jede Verbundstufe? Bündelung mehrerer Parks senkt Investition und Betrieb, der Speicher verwertet sonst verlorene Arbeit, die Direktleitung tauscht den Börsen- gegen den Endkundenmaßstab.
Der Schalter stellt die Finanzierungsregler konsistent um — Eigenkapital-Zielverzinsung und Fremdkapitalzins auf Wind-, PV- und Wärmeseite (dort nachregelbar). Erst die Renditeanforderung des Kapitals macht aus derselben Anlage teuren oder günstigen Strom — dieselbe Mechanik dominiert die Kernkraft-Kostendebatte (eigener Rechner).
| Fall | Gewinn p. a. | EK-IRR | LCOE gesamt | Gewinn-Balken |
|---|
Der Verbund-Mehrgewinn speist sich aus drei getrennt ausgewiesenen Quellen: Bündelhebel auf Investition und Betrieb (ab F3), Speicher-Zusatzergebnis aus eigener 15-Jahre-Rechnung (ab F6) und Direktleitungs-Mehrerlös über dem anzulegenden Wert (ab F9; liegt der Direktpreis darunter, wird stattdessen der Kapitalwertverlust abgezogen). Negativstunden treffen nur Einspeisemengen; in der sonstigen Direktvermarktung ist der EEG-2027-E-Refinanzierungsbeitrag (max(0; Jahresmarktwert − anzulegender Wert)) bereits vom Preis abgezogen.
Vollverbund (F11) — Verwertungskaskade & Systemsicht
Verbundgewinn F11
–
Wind + PV + Speicher-Δ (Direktleitungs-Mehrerlös enthalten; Wärme-BWL: eigene Tabs)
EK-Rendite Vollverbund
–
kapitalgewichtet über Wind, PV und Speicher (Laufzeiten 25/30/15 a)
LCOE Wind · PV (B)
–
Gestehungskosten je verkaufter kWh —
System-LCOE
–
alle Komponenten + Netz + Backup je verkaufter kWh
Systemsaldo · Vermeidung
–
Vermeidungskosten = (Zusatzkosten − Nutzen ohne CO₂-Preis) je vermiedene Tonne; negativ = Nettogewinn je t. Transfers nachrichtlich.
Substanzgewinn Repowering stille Reserve, beziffert
Die 25-Jahre-Annuität verzehrt rechnerisch die volle Investition — real leben Umspannwerk und Direktleitung 40–80 Jahre weiter und gehen als erschlossener Standort an die Repowering-Generation. Diese Karte beziffert den Restwert (lineare Substanz über die einstellbare Lebensdauer) und zeigt, was er den F11-Renditen hinzufügte. Die Haupttafel bleibt bewusst konservativ ohne diesen Posten; Fläche, Genehmigungslage und der Netzanschluss-Anteil im Park-Invest sind zusätzlich unbeziffert — der Ausweis ist eine Untergrenze. PV ohne Komponentenaufschlüsselung im Kern, daher hier nicht enthalten.
Restwert nach Jahr 25
–
–
Substanzbildung p. a.
–
leveliert über 25 Jahre — Vermögensaufbau, keine Kostendeckung
EK-Rendite F11 inkl. Substanz
–
–
Gesamtrendite F11 inkl.
–
–
Kernannahmen Wind zuerst Schritt 1 · Annahmen
Die vier größten Kostenhebel vorab — alle Ergebnisse darunter rechnen live mit. Vollständige Regler mit Belegen in der rechten Spalte.
Verteilung von Erlösen, Kosten und Gewinn Fall A · einzelner ParkFall B · Parkverbund
A und B unterscheiden sich ausschließlich im Verbund: Fall A = einzelner Park zu Marktstandard‑Konditionen (eigener FK‑Zins‑Regler, Standard 4,00 %), Fall B = Verbund mehrerer Parks mit den orangen Hebeln (Vergabe, Planung, Betriebsführung, Netzinfrastruktur, Konditionen). Der Vermarktungsweg ist in beiden Fällen identisch; der Speicher ist ein Add‑on und verändert die Verteilung nicht — sein Zusatzergebnis (Δ) steht in der Speicherkarte und als „+"-Zeile bei den Gewinnen (eine Anlage; Fall A eigenständig am Einzelpark, Fall B gemeinsam im Verbund, anteilig je Park). Alle Werte in T€/a je Park — in Fall B also je einzelnem Park des Verbunds, nicht als Verbundsumme; je‑WEA‑Werte stehen unter den Balken.
–
Gewinn
–
des Jahreserlöses
–
Gewinn
–
des Jahreserlöses
F11 · Vollverbund (Windstrang) — konstante Referenz
| Position · Empfänger | Fall 1 T€/a | Fall 2 T€/a | Δ 2−1 | Anteil Fall 2 |
|---|
Windpark — Kennzahlen: einzeln (A) ↔ Verbund (B)
Gewinn Fall A / B
–
–
EK-IRR A / B
–
–
LCOE A / B
–
–
Anzulegender Wert
–
–
W1Standort & Anlage
Die Kulisse bestimmt, ab welchem Gütefaktor die § 36h‑Stützwerte angewendet werden dürfen — unterhalb der Grenze bleibt der Korrekturfaktor beim Grenzwert stehen (Deckel), ein Förderausschluss ist es nicht. Geltendes Recht (EEG 2023): außerhalb der Südregion Grenze 60 %, Südregion 50 %. Kabinettsentwurf EEG 2027 (29.07.2026, kein Gesetz): neue Kulissen Mitte‑Nord (Grenze 70 %, k max 1,29) und Küste (80 %, k max 1,16); Südregion‑Stützwert bei 50 % steigt auf 1,65; übrige Regionen unverändert. Offen: die Gebietszuordnung nach Anlage 5 — ob und welche mittelhessischen Landkreise „Mitte‑Nord" werden, ist am Entwurfstext zu prüfen; beim hessischen Mittel von ~67 % Standortgüte läge ein Großteil der Projekte unter der 70‑%‑Grenze. Unterhalb der Grenze entfällt zugleich die § 36h‑Dämpfung von Minderertrag — der Ertragsabschlag‑Regler schlägt dort voll durch.
Ertrag = 25.200 MWh × Güte (Referenzertrags‑Anker je WEA bei 100 % Güte ≙ 3.670 Volllaststunden — Mittel der acht gemeldeten Typ‑/Nabenhöhen‑Varianten: E‑175 EP5 7,0 MW auf 162/174,5 m · N163 6,8/7,0 MW auf 164 m · N175 6,8 MW auf 179 m · V172 7,2 MW auf 164/175 m; Referenzerträge nach Anlage 2 EEG/FGW‑TR5 typ‑ und nabenhöhenspezifisch — bei finaler Typenwahl den konkreten Listenwert einsetzen). 60 % ≙ 15.120 MWh/2.200 VLh · 70 % ≙ 17.640 MWh/2.570 VLh. Korrekturfaktor k gemäß § 36h EEG, Stützwerte 60/70/80 % = 1,42/1,29/1,16, linear interpoliert.
Abschlag auf den Ertrag (P75 statt P50 ≈ 3–6 %, Alterung ~0,3 %/a). Er wird über die effektive Standortgüte gerechnet: Die § 36h‑Korrektur (Ist‑Ertrags‑Überprüfung nach 5/10/15 a) hebt den anzulegenden Wert bei Minderertrag an und fängt so gut die Hälfte des Erlöseffekts auf der EEG‑Menge auf — voll durchschlagen nur Direktliefermengen. 0 % = Konzeptsicht. Wofür der Regler taugt — und wofür nicht: Er beantwortet die Finanzierungsfrage („trägt der Cashflow auch bei dauerhaft vorsichtigem Ertragsansatz?" — P75/P90‑Logik der Banken, DSCR‑Sicht). Für die Gesamtrendite über die Laufzeit ist er ungeeignet: Dort gehört der Erwartungswert (0 %) hin — ein Daueranschlag rechnet doppelt konservativ, zumal § 36h ohnehin dämpft. Und als Stress für ein einzelnes schlechtes Jahr taugt er nur halb, weil das Modell levelisiert rechnet — der Abschlag wirkt hier wie jedes Jahr schlecht, nicht wie ein schlechtes Jahr.
Einspeisegrenze in % der Parknennleistung bei flexibler Netzanschlussvereinbarung / Überbauung des Netzverknüpfungspunkts (§ 8a EEG, § 17 Abs. 2b EnWG, in Kraft seit 25.02.2025). Rechtsstand: rein vertraglich, kein Automatismus — weder Anspruch des Betreibers noch Pflicht des Netzbetreibers (dieser muss die Möglichkeit nur prüfen und mitteilen); relevant wird sie engpassgetrieben am konkreten Netzverknüpfungspunkt, wenn der Anschluss sonst abgelehnt oder verzögert würde — es gibt keine Gebietskulisse „hohe Abregelung". Vereinbarungen können statisch (Dauergrenze — dieser Regler) oder dynamisch (nur definierte Engpass‑Zeitfenster, Energieverlust dann meist <1 %) ausgestaltet sein. Novellen‑Linie (Entwurfsstand): Bei unzureichender Netzkapazität soll der Anschluss künftig zunächst über eine flexible Vereinbarung als Zwischenlösung erfolgen. 100 % = feste Vollzusage (heutiger Regelfall). Die Grenze bestimmt die Kappspitze, an der der Speicher ansetzen kann.
Jahresenergie in den Stunden über der Einspeisegrenze — ohne Gegenmaßnahme nicht vermarktbar. Richtwerte aus typischen Dauerlinien: Grenze 90 % → ~2–4 % · 80 % → ~5–9 % · 70 % → ~8–15 % · 60 % → ~14–22 % (Schwachwindanlagen mit flacher Dauerlinie am oberen Rand). Die Richtwerte gelten für eine statische Dauergrenze; dynamische Zeitfenster‑Vereinbarungen liegen weit darunter. Rettungskaskade des Modells: Die Direktleitung nimmt ihren Mengenanteil physisch vor dem Netzverknüpfungspunkt ab (wind‑geführte Wärmepumpen‑Fahrweise vorausgesetzt) und ist von der Kappung ausgenommen; der Hybridspeicher fängt vom Rest so viel, wie seine Leistung an der Kappspitze deckt (Energiefaktor 0,6 — ein 2‑h‑Speicher puffert lange Starkwindblöcke nur teilweise). Nur der verbleibende Rest geht verloren; die Kaskade steht am Reglerwert. Sonstige Direktvermarktung läuft übers Netz und ist nicht geschützt.
All‑in €/kW für ein 6‑WEA‑Referenzprojekt inkl. Standard‑Umspannwerk. 1.450 = flaches Land · 1.700 = bergig · 1.900 = schwierige Erschließung. Enthält den Netzanschluss als Nebenkostenposition (Systematik der Kostenstudien); der UW‑Regler unten verrechnet nur die Differenz zum enthaltenen Standard — keine Doppelzählung.
Rückbauverpflichtung nach § 35 Abs. 5 BauGB (Rückbau + Beseitigung der Bodenversiegelung; von der Genehmigungsbehörde über eine Sicherheitsleistung abgesichert). Eingestellt wird der Nettobetrag nach Schrotterlösen; die behördliche Sicherheit wird brutto festgesetzt und liegt meist deutlich höher. Rechnung: verzinste Ansammlung zum FK‑Zins → die Jahresrate mindert Gewinn, GewSt‑Basis und LCOE; in den Renditen (Projekt, EK, Gesamt mit Speicher) wirkt der volle Betrag als Auszahlung im Jahr 25.
Umspannwerk & Netzanbindung, einmalig je Park (Projektpraxis: 4–6 Mio €), auf die Anlagenzahl umgelegt. ~5 Mio € stecken bereits in der Basis‑Investition. 0 = kein eigenes UW (kleiner Park bzw. vom Netzbetreiber gestellt). Reglerwert gilt für den 6‑WEA‑Referenzpark; der wirksame Ansatz skaliert grob mit der Parkgröße (Exponent 0,6, Kostendegression) und steht am Reglerwert. Oberhalb von ~8–10 WEA können real Sprungkosten hinzukommen (zweiter Trafo, höhere Spannungsebene) — hier nicht modelliert.
Parkgröße. Skaleneffekte (Preisnachlass auf die Anlage bis −9,5 %, Verteilung von Umspannwerk/Planung/Zuwegung) wirken innerhalb des Parks — und in Fall B zusätzlich über den Verbund.
Gebotswert am Referenzstandort im zweiseitigen Differenzvertrag (CfD) des EEG 2027‑E: unterhalb des anzulegenden Werts zahlt der Netzbetreiber die Marktprämie, oberhalb führt der Betreiber den Refinanzierungsbeitrag ab (§ 21d EEG 2027‑E, Kabinett 29.07.2026 — noch nicht Gesetz). × Korrekturfaktor = anzulegender Wert. Werte unter ~5 ct = Stresstest sinkender Förderung.
In Stunden mit negativen Börsenpreisen entfällt die CfD‑Vergütung; der Ausfall trifft nur die EEG‑vermarktete Menge (Direktliefermengen sind vertraglich fixiert). Heute je nach Profil ~1–3 % der Jahresarbeit, Tendenz klar steigend (2024 bundesweit 457 Negativpreisstunden, 2025 nochmals deutlich mehr). Für Hessen gilt nichts Eigenes: eine deutschlandweite Preiszone — entscheidend ist das Windprofil, und Binnenlandwind ist milder betroffen als PV, weil Negativpreise überwiegend solar‑mittags entstehen. Der Förderzeitraum verlängert sich um Negativstunden (§ 51a‑Logik); Behandlung im CfD‑Design des EEG 2027‑E vor Verwendung prüfen.
W2Verbund mehrerer Parks (Fall B)
Interkommunale Verbundplanung: gemeinsame Ausschreibung der Anlagen, gebündelte Planung und Rahmenverträge über mehrere Parkstandorte. Fall A rechnet stets mit einem Park; die Anzeige bleibt in beiden Fällen „je Park". Bei 1 Park rechnet Fall B exakt wie Fall A — alle orangen Hebel und die Speicher‑Verbundvorteile wirken erst ab 2 Parks; Infrastruktur‑ und Betriebsführungshebel skalieren zudem mit der Parkzahl (2 Parks = 75 % der Reglerwirkung, 3 Parks = 100 %). Mehr als 3 Parks je Verbund sind planerisch selten — Spanne bewusst 1–3.
Eigene Bautrupps & Transport‑/Baufahrzeuge im Verbund (Selbstfahrer): Baumarge bleibt im Verbund statt beim Dienstleister.
Parkübergreifende Nutzung von Umspannwerk, Netzanbindung und Zuwegung — Kern der interkommunalen Verbundplanung. Wirkt als Abschlag auf die Kostenblöcke Netz + Zuwegung (halbe Wirkung: 30 % Regler = −15 % auf diese Blöcke). Reglerwert bezogen auf 3 geteilte Parks; bei 2 Parks wirken 75 % (Teilungsfaktor 1−1/n, normiert) — der wirksame Satz steht am Reglerwert. Richtwerte: 0 = getrennte Anschlüsse je Park · ≈15 = Trassenbündelung, gemeinsame Übergabestation · ≈30–50 = ein gemeinsamer Netzverknüpfungspunkt/Umspannwerk für den Verbund. Modellannahme, projektspezifisch prüfen.
Rahmenvertrag über den Parkverbund für Vollwartung/Service sowie technische & kaufmännische Betriebsführung — wirkt auf den bündelbaren Anteil (~60 %) der Betriebskosten. Richtwerte: 0 % = Einzelvergabe je Park · ≈5–10 % = Rahmenvertrag über 2–3 Parks · ≈15–20 % = größeres Portfolio mit eigenem Leitstand; Anbieter werben für die reine BF mit bis zu 30–40 %. Einordnung: BF‑Anteil an den Betriebskosten lt. Kostenstudien 17 % (Jahre 1–10) bzw. 13 % (Jahre 11–20), neuere Erhebungen 8–9 %; Wartung/Reparatur 44–55 %. Modellannahme, vertragsabhängig. Reglerwert bezogen auf 3 Parks; bei 2 Parks wirken 75 % (Teilungsfaktor wie bei der Infrastruktur).
W3Vermarktungsweg — ohne · Direktleitung · sonstige DV (unabhängig von Fall A/B)
Anteil, der über eine physische Direktleitung an Abnehmer vor Ort geliefert wird (Wärmenetz‑Wärmepumpen, Industrie). Wirkt nur, soweit der Preis über dem anzulegenden EEG‑Wert liegt — an windschwachen Standorten ist der EEG‑Wert wegen des hohen Korrekturfaktors oft schon höher.
Verkaufspreis je kWh über die Direktleitung (Korridorlogik auf der Unterseite).
Netzgebundene Lieferung außerhalb der EEG‑Förderung (PPA über das öffentliche Netz, sonstige Direktvermarktung): keine Leitungsinvestition, aber keine Marktprämie und keine §‑6‑Erstattung. Wirkt nur bei Preis über dem anzulegenden Wert. EEG 2027‑E: Der CfD‑Refinanzierungsbeitrag erfasst auch die sonstige Direktvermarktung (§ 21d) — Abschöpfung hier modelliert: Der Erlösregler unten ist brutto; abgezogen wird max(0; Jahresmarktwert − anzulegender Wert) je kWh (Regler „Jahresmarktwert“). Liegt der Netto-Preis unter dem anzulegenden Wert, unterbleibt der Wechsel — Schwelle damit max(aW; JMW).
Erzielbarer Preis je kWh netzgebunden (PPA‑/Terminmarktniveau, profilbereinigt).
Cockpit-Ergänzung (EEG-2027-E): Referenz für den Refinanzierungsbeitrag in der sonstigen Direktvermarktung — abgeschöpft wird je eingespeister kWh max(0; Jahresmarktwert − anzulegender Wert), unabhängig vom individuellen PPA-Erlös (produktionsbasiertes Benchmark-Prinzip, § 21d-E). Der Betrag ist unten bereits vom sdv-Preis abgezogen; dadurch verschiebt sich auch die Wechsel-Schwelle ökonomisch korrekt auf max(anzulegender Wert; Jahresmarktwert). Istwerte Wind an Land (Netztransparenz): 2024 6,293 · 2025 7,441 ct/kWh. Die physische Direktleitung bleibt unberührt (nicht eingespeist).
Trassenlänge Erdkabel bis zum Industriebetrieb. Einmalige Kosten je Kunde und Park — auf die Anlagenzahl des Parks umgelegt (Fall A und B gleich).
Vollkosten je Meter inkl. Bau & Übergabestation (Mittel-/Hochspannung, Erdkabel). Reglerwert für den 6‑WEA‑Referenzpark; wirksam skaliert grob mit √Parkgröße (größere Parks → stärkere Kabel und Übergabe).
Laufende Kosten in %/a des Leitungsinvests: Wartung, Gestattungen, Übergabemesstechnik. Die Abwicklung als Stromlieferant (Stromsteuer‑Anmeldung, Bilanzkreis, Meldewesen) liegt in der EVU‑Variante beim Versorger und ist hier vernachlässigt.
W4Hybridspeicher — Option „mit Speicher"
Wechselrichterleistung, eine Speicheranlage; in Fall B gemeinsam für den Verbund — Kosten und Erlöse werden auf alle Parks umgelegt. Reglerwert bezogen auf den 6‑WEA‑Referenzpark; die wirksame Auslegung skaliert linear mit der WEA‑Zahl (Fall B: gesamte Verbund‑Flotte) und steht am Reglerwert.
Kapazität = Leistung × Stunden. 2‑h‑Systeme sind 2026 der Marktstandard für Handel + Regelleistung.
Schlüsselfertig je kWh Kapazität, ohne Netzanschluss. Marktbeobachtung Q2 2026: Utility‑Scale ≥5 MWh ca. 180–225 €/kWh; kleinere Anlagen teurer. Annahme, projektspezifisch prüfen.
%/a der Speicherinvestition (Wartung, Versicherung, Vermarktungsentgelt). 1,5 %/a entspricht dem Ansatz des BMWK‑Kostengutachtens.
Arbitragebetrieb: 1,5–2 Vollzyklen/Tag ≈ 550–730 Zyklen/a sind 2026 typisch; konservativ niedriger ansetzen.
Netto‑Marge je MWh Kapazität und Zyklus (Day‑Ahead/Intraday, nach Wirkungsgrad). Heutiges Niveau ~90–110 (ISEA‑Index Day‑Ahead 365‑Tage ≈ 93 T€/MW·a; Cross‑Market zeitweise deutlich mehr). Der Analystenkonsens erwartet mit dem Speicherzubau sinkende spezifische Erlöse (~3–5 %/a Kompression; Modellrechnungen: bis zu −17 % Day‑Ahead bis 2030 im Überbaupfad). 75 = flaches 15‑Jahres‑Mittel dieser Degression. Nicht eingerechnete Chance: Kapazitätsmarkt ab ~2027 (+30–80 T€/MW·a diskutiert). Annahme.
€/kW·a aus aFRR/FCR und Momentanreserve (seit 22.01.2026 marktlich, ≈ 20 T€/MW·a, parallel vermarktbar) u. ä. Erfordert Präqualifikation und Netzbezug — der Kanal setzt den Hybridbetrieb voraus. Auch hier Kompression durch Zubau (UK‑Referenz: FCR −30 % seit 2023); 45 = vorsichtiges 15‑Jahres‑Mittel. Annahme.
Anteil der Markterlöse (Arbitrage + Regelleistung) an Vermarkter/Optimierer — üblich 10–15 %. Wirkt nicht auf die vermiedene Abregelung.
Batterien verlieren ~1,5–2 %/a nutzbare Kapazität; über 15 a im Mittel ~7 % weniger Zyklusarbeit (ohne Augmentation). Wirkt auf den Arbitrage‑Term.
€/kW einmalig für eigenen Anschluss + Baukostenzuschuss in Variante X (eigenständig, Fall A). In Variante Y entfällt der Posten durch Mitnutzung des Park‑Umspannwerks. Stark standortabhängig — Annahme.
Δ €/MWh je Zyklus in Fall B: Ladung aus sonst abgeregeltem oder negativ bepreistem Windstrom hebt die Marge (+); eine strikte Grünstrom‑Fahrweise ohne Netzbezug kann sie auch senken (−). Standortspezifisch, Annahme.
Anteil der sonstigen Erlöse, der in Fall B erhalten bleibt. Ein Speicher, der ausschließlich aus der eigenen Anlage lädt, kann keine symmetrische Regelleistung anbieten — Mischbetrieb (anteiliger Netzbezug) mindert den Verlust.
% der Windjahresarbeit, die in Fall B über den Speicher zusätzlich verwertbar wird (Abregelung, Negativpreisstunden) — vereinfachend zum anzulegenden Wert bewertet. Standortspezifisch, Annahme.
W5Kapitalverzinsung & Pacht
Anteil Eigenkapital an der Gesamtinvestition; der Rest ist Fremdkapital. Wind‑Projektfinanzierungen liegen typisch bei 20–30 %. Die Quote verschiebt WACC, Zinslast und den Hebel der EK‑Rendite: weniger EK = höhere EK‑Rendite, aber strengere Bankanforderungen (DSCR).
Konditionen des Einzelparks; Modellstandard 4,00 % (RBID). Wirkt nur in Fall A.
Wirkt nur in Fall B: Risikopooling & Cashflow‑Diversifizierung über bonitätsstarke Partner → günstigere FK‑Konditionen im Verbund. Beide FK‑Regler stehen hier bewusst nebeneinander — je Fall getrennt einstellbar.
Kalkulatorische Verzinsung des Eigenkapitals; marktüblich 6–7 %, Voreinstellung 5 % = kommunal geprägter Verbund. 2–4 % = kommunales Eigenprojekt, 0 % = reiner Kapitalerhalt: das Eigenkapital wird nur zurückgeführt, die Position „EK‑Rendite Investoren" wird 0 und der gesamte Gewinn erscheint als weiterer Betriebsgewinn. Der Regler bestimmt die Aufteilung des Gewinns — nicht dessen Höhe. Zusammen mit dem FK‑Zins ergibt sich die Kapitalkostenschwelle (WACC) = 25 % × EK‑Ziel + 75 % × FK‑Zins; sie steht in den Gewinn‑Kacheln neben der Gesamtrendite — liegt diese darüber, verdienen Bank und Investoren mehr als ihren Anspruch.
Anteil am Wind‑Stromerlös. Voreinstellung 3,5 % = Pachtdeckel des § 36d EEG 2027‑E (max. 3,5 % × Standortertrag × anzulegender Wert, inkl. Nebenanlagen im 2.500‑m‑Radius; Kabinettsstand, Pönale 50 €/kW·a bei Verstoß). Bei kommunaler Fläche (HessenForst/Kommune) fließt die Pacht ohnehin an die öffentliche Hand.
Alle Gewinnangaben sind vor Gewerbesteuer. Die GewSt wird nachrichtlich geschätzt (Messzahl 3,5 % × Hebesatz, vereinfacht ohne Hinzurechnungen/Kürzungen) — davon fließen seit 2021 mindestens 90 % an die Standortkommunen (Zerlegung).
Eigenanteil des Parks an § 6‑EEG‑Zahlungen über die Netzbetreiber‑Erstattung hinaus (erstattet werden 0,2 ct je eingespeister kWh; die erstattete Zahlung ist hier ergebnisneutral und steckt nur konservativ im LCOE). Nach dem EEG‑2027‑Kabinettsentwurf dürfen Betreiber künftig 0,3 ct auf die erzeugte Menge anbieten — die Differenz (≈ 0,1 ct plus Erzeugt‑/Eingespeist‑Delta) bleibt unkompensiert; ebenso die 0,2 ct auf Direktliefermengen. Bemessung vereinfachend auf die erzeugte Jahresmenge. 0 = Standard (nur erstattete Zahlung).
Kernannahmen PV zuerst Schritt 1 · Annahmen
Die vier größten Kostenhebel vorab — Ergebnisse darunter rechnen live. Vollständige Regler rechts.
Verteilung von Erlösen, Kosten und Gewinn Fall A · einzelner ParkFall B · Verbund
Gleiche Zerlegung wie beim Windpark: Der Jahreserlös verteilt sich auf Fremdkapitaldienst, Eigenkapital-Rückführung, Betrieb, Pacht und § 6 EEG — der Rest ist Gewinn, aufgeteilt in kalkulatorische EK-Zielverzinsung und weiteren Betriebsgewinn. Fall A einzeln, Fall B mit den eingestellten Verbund-Hebeln; alle Werte je Park.
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Gewinn
–
des Jahreserlöses
–
Gewinn
–
des Jahreserlöses
F11 · Vollverbund (PV-Strang) — konstante Referenz
| Position · Empfänger | Fall 1 T€/a | Fall 2 T€/a | Δ 2−1 | Anteil Fall 2 |
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Freiflächen-PV — Kennzahlen: einzeln (A) ↔ Verbund (B)
Gewinn Fall A / B
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Projekt-IRR A / B
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LCOE A / B
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Speicher-Δ (Add-on)
–
–
P1Anlage & Ertrag
Freiflächenanlage im ersten Segment (Ausschreibungspflicht oberhalb 1 MWp installierter Leistung). 12 MWp ≈ Größenordnung einer kommunalen Freifläche von rund 12 ha.
Netto‑Ertrag je kWp und Jahr (= Vollbenutzungsstunden). Mittelhessen typ. ≈ 950–1.050 kWh/kWp·a (Südausrichtung, fest aufgeständert); bifazial/Tracker höher. Moduldegradation ist vereinfachend im Mittelwert enthalten.
Eingezäunte Parkfläche je MWp. Moderne Freiflächenanlagen ≈ 0,8–1,2 ha/MWp; Agri‑PV (hoch aufgeständert) deutlich mehr.
P2Investition, Betrieb & Finanzierung
Systemkosten schlüsselfertig inkl. Netzanschluss, je kWp. Fraunhofer‑ISE‑Band Freifläche >1 MWp: ≈ 700–900 €/kWp (LCOE‑Studie 2024); große Parks 2025/26 am und unter dem unteren Rand. Fall‑B‑Vorteile über die orangen Hebel.
Technische & kaufmännische Betriebsführung, Wartung, Versicherung, Rückbaurücklage — je kWp und Jahr, ohne Pacht (eigener Regler).
Marktstandard‑Kondition des Einzelprojekts; der Verbund‑Vorteil steht bei den orangen Hebeln.
Kalkulatorische Zielverzinsung auf das gebundene Eigenkapital; erscheint unten als gelbe Gewinnposition. Kapitaldienst annuitätisch über 30 Betriebsjahre. Nominalzins: enthält die Inflationserwartung — Realrendite ≈ Zins − Inflation. Der Kaufkrafterhalt des EK wird über die Rendite geleistet (Thesaurierung des Inflationsanteils), nicht über einen zusätzlichen Reinvestitionsaufschlag; für eine Real-Zielrendite den Regler entsprechend höher stellen. Gegenläufig auf der Erlösseite: Der anzulegende Wert ist nominal fix, indexierte Direktliefer-/PPA-Preise stabilisieren real.
P3Vermarktung & Regulierung
Anzulegender Wert aus der Freiflächen‑Ausschreibung (erstes Segment). Zuschläge 2026: Ø 4,94 (März) bzw. 4,79 ct/kWh (Juli), Höchstwert Juli 2026: 5,90. Nach EEG 2027‑E künftig Gebotswert im zweiseitigen CfD (Refinanzierungsbeitrag § 21d, Kabinett 29.07.2026). Möglicher Niveauwechsel: Weil der zweiseitige CfD Mehrerlöse oberhalb des anzulegenden Werts abschöpft, entfällt der Optionswert der bisherigen einseitigen Marktprämie — künftige Zuschläge könnten daher über den bisherigen EEG‑Zuschlägen liegen; die Runden 2026 sind zudem durch Vorzieheffekte vor dem Auslaufen der Beihilfegenehmigung (31.12.2026) gedrückt. Die Skala reicht deshalb bewusst über den Freiflächen‑Höchstwert hinaus bis 9,5 ct — das deckt auch Agri‑PV / besondere Solaranlagen ab: derzeit +0,5 ct/kWh Aufschlag für hoch aufgeständerte Anlagen (2026–2028), nach Solarpaket I eigener Höchstwert 9,5 ct/kWh (unter EU‑Beihilfevorbehalt); Details in der Karte »Fläche & Pacht«.
Anteil der PV‑Jahreserzeugung in Viertelstunden mit negativem Spotpreis (2023: 8 % · 2024: 14,5 % · 2025: 23,4 %; LfL‑Auswertung). Für Neuanlagen entfällt die EEG‑Zahlung in diesen Zeiten vollständig.
Barwert‑Ausgleich der Null‑Erlös‑Mengen durch den verlängerten Vergütungszeitraum (Solarspitzengesetz): 100 % = voller Ausgleich, 0 % = Totalverlust. Wegen Abzinsung und Marktwertrisiko am Laufzeitende realistisch deutlich unter 100 %.
Nur in künftig ausgewiesenen kapazitätslimitierten Netzgebieten relevant: Neuanlagen sollen dort Redispatch‑Abregelung bis zu einer Kappungsgrenze von 18 % des Jahresertrags entschädigungslos tragen (Netzpaket, Kabinettsfassung 29.07.2026 — Entwurf, nicht geltendes Recht). 0 = Standard‑Netzgebiet.
Preiskorridor wie in der Direktleitungs‑Kalkulationshilfe: Untergrenze ≈ effektiver EEG‑Erlös + Leitungsumlage, Obergrenze ≈ Externbezug des Versorgers − Mindestersparnis. PPA/Direktlieferung liegt außerhalb der EEG‑Förderung und damit außerhalb der CfD‑Abschöpfung.
Annuität der Direktleitung, umgelegt auf die Direktliefermenge. Im Verbund (Fall B) sinkt sie über den orangen Hebel »Mitnutzung Direktleitung«, weil die Trasse des Windparks mitgenutzt wird.
Netto‑Erlös je kWh am Markt (Marktwert Solar abzüglich Vermarktungskosten). Jahresmarktwert Solar 2025: 4,508 ct/kWh; Monatswerte 2026 zwischen 1,3 (April) und 11,0 ct/kWh (Januar) — Profilrisiko beachten.
Kommunalabgabe nach § 6 EEG: zulässig und vom Netzbetreiber erstattet sind 0,2 ct je eingespeister kWh (ergebnisneutral, steckt nur konservativ im LCOE). Nach dem EEG‑2027‑Kabinettsentwurf künftig 0,3 ct auf die erzeugte Menge — die Differenz sowie Abgaben auf Direktliefermengen blieben unkompensiert. 0 = Standard.
P4Pacht
€ je ha eingezäunter Fläche und Jahr; marktüblich derzeit ein Vielfaches der Agrarpacht, regional stark streuend. Der EEG‑2027‑Kabinettsentwurf enthält eine gesetzliche Pachtbegrenzung — Reichweite für Freiflächen‑PV im parlamentarischen Verfahren offen, hier nicht als Deckel modelliert.
P5Verbund‑Hebel (nur Fall B)
Zum Zuschalten des PV‑Parkverbunds (1 = aus, nur Kopplung an den Windpark). Ab 2 bündeln mehrere PV‑Parks zusätzlich Vergabe/EPC und Betriebsführung über die Gesamtfläche und finanzieren im Portfolio: Die Hebel »Vergabe« und »Betrieb« wirken je weiterem Park um 25 % stärker (Kappung 18 % bzw. 30 %), der Zinsvorteil steigt um 0,05 %-Pkt. je Park. Mitnutzung von Netzverknüpfungspunkt und Direktleitung (Wind) bleibt unverändert. Alle Karten zeigen weiterhin Werte je Park; Gesamt‑Leistung, ‑Fläche, ‑Ertrag und ‑Pacht stehen unter »Fläche & Pacht«, die Saison‑/Wärme‑Kopplung rechnet über den Gesamtverbund.
Gebündelte Ausschreibung von Wind‑ und PV‑Los, gemeinsame Baustelleneinrichtung und Planung.
Mitnutzung von Umspannwerk und Netzanschluss des Windparks (Kabel‑Pooling / Überbauung des Netzverknüpfungspunkts, durch das Solarpaket I erleichtert) statt eigenem Anschluss — als CAPEX‑Abschlag je kWp.
Gemeinsame Betriebsführung, Wartungsverträge, Versicherung, Direktvermarktungsdienstleister mit dem Windpark.
Portfolio‑Finanzierung im Verbund; Abschlag in Prozentpunkten auf den Fall‑A‑Zins.
Reduktion der Leitungsumlage in Fall B, weil die Direktleitung des Windparks zum Wärmenetz mitgenutzt wird (Grabensynergie, gemeinsame Übergabe).
P6Kopplung Wind & Wärme
Referenzfall Windrechner: ≈ 108,9 GWh/a je Park. Läuft im Gesamtrechner später synchron mit der Wind‑Ansicht.
Referenzfall Wärmerechner: ≈ 10–11 GWh/a. Läuft im Gesamtrechner später synchron mit der Wärme‑Ansicht.
P7Batteriespeicher (Add‑on)
0 = kein Speicher. Faustregel für PV‑Kopplung: 0,5–1,5 MWh je MWp.
Schlüsselfertig je kWh nutzbarer Kapazität inkl. Anbindung; Nutzungsdauer 15 Jahre, Fall‑A‑Finanzierung.
Mittlere Erlösdifferenz Laden→Entladen je entladener kWh (Arbitrage Day‑Ahead/Intraday inkl. Vermeidung von Null‑Erlös‑Zeiten).
% der Speicherinvestition pro Jahr.
Direktlieferung Windpark → Wärmenetz
Kalkulationshilfe zur Direktleitung Windpark → Wärmenetz. Voreingestellt: ein realer mittelhessischer Verbundfall — Windpark 7 Anlagen, ≈ 106,7 GWh/a, Direktleitung zu Großwärmepumpen eines Wärmenetzes (≈ 29 GWh Wärme/a). Alle Kernwerte laufen synchron mit dem Windrechner.
Drei Module:
Modul 1 — PPA‑Preiskorridor: Zwischen welchem Preis lohnt die Direktlieferung für beide Seiten? Untergrenze = effektiver EEG‑Erlös des Parks plus Leitungsumlage, Obergrenze = Externbezugskosten des Abnehmers minus garantierter Mindestersparnis; dazu Jahreswirkung für Park, Versorger und Wärmepreis.
Modul 2 — Pachtdeckel § 36d EEG 2027‑E: Was ändert die geplante Pachtbegrenzung (2,5 % Referentenentwurf / 3,5 % Kabinett) gegenüber Marktpacht — in ct/kWh und €/a, und wie viel Kompensationsspielraum entsteht für Flächeneigentümer‑Modelle?
Modul 3 — Projektbilanz: Trägt der Mischerlös aus CfD‑Vergütung und anteiliger Direktlieferung die Vollkosten (LCOE) des Parks? Marge in ct/kWh und T€/a je Vermarktungsanteil.
Modul 1PPA-Korridor Direktlieferung
Untergrenze: effektive EEG-Vergütung (Zuschlag × Levelization, korrigiert um Null-Erlös-Stunden) plus Leitungsumlage. Obergrenze: Externbezug (Beschaffung + Netzentgelte/Umlagen) minus garantierter Mindestersparnis. Stromsteuer fällt beidseitig an und kürzt sich im Vergleich heraus.
Übernommen aus der Windseite (Regler „EEG-Zuschlag"), lokal überschreibbar. Zuschläge Feb/Mai 2026: 5,54 / 5,06 ct·kWh⁻¹, Höchstwert 7,25 · EEG 2027-E: Gebotswert im zweiseitigen CfD (§ 21d-Refinanzierungsbeitrag in Hochpreisjahren; Kabinett 29.07.2026)
Wird 1:1 vom Hauptrechner übernommen — inklusive Kulissen‑Deckel (Voreinstellung: Mitte‑Nord, 67 % → k gedeckelt 1,29). Lokal änderbar für Sensitivitäten, wirkt aber nicht auf die Hauptseite zurück; RBID‑Kalibrierung war 1,21 (≈ 80 %)
Großwärmepumpen des Wärmenetzes ≈ 10–11 GWh·a⁻¹; skalierbar mit RZ/Abwasser-WP
Übernommen aus der Windseite (Trassenlänge × Kosten je km), lokal überschreibbar. Annuität 30 J / 4 % = 5,78 %·a⁻¹ · Grabensynergie mit Netzanschluss senkt auf ≈ 0,5–1 M€
MIT.N Mittelspannung 2026 inkl. Umlagen ≈ 5,5–6,5 ct·kWh⁻¹ — ohne Stromsteuer und Konzessionsabgabe: beide fallen bei Direktlieferung ebenso an und kürzen sich in der Ersparnis heraus
wird automatisch auf den Korridor begrenzt
4 ct8 ct12 ct16 ct
| Untergrenze (EEG-effektiv − Null-Stunden + Leitungsumlage ) | |
| Obergrenze (Externbezug − Mindestersparnis) | |
| Korridorbreite (Verteilungsmasse) | |
| Mehrerlös Windpark ggü. EEG | |
| Ersparnis Versorger ggü. Externbezug | |
| Wärmepreiseffekt (auf GWh Wärme) |
Modul 2Pachtdeckel § 36d EEG 2027-E – Szenariovergleich
Vergleich der kommunalen Einnahmekanäle mit vertraglicher Pacht vs. Deckel. Kabinettsfassung vom 29.07.2026: max. 3,5 % des rechnerisch erzielbaren Standortertrags × anzulegender Wert (Referentenentwurf: 2,5 %) — Regierungsentwurf, noch nicht Gesetz. Der Direktliefer-Mehrerlös aus Modul 1 wird als ungedeckelter Kompensationskanal gegenübergestellt.
marktüblich laut Verbänden 7–12 % vom Umsatz
EK-Basis vereinfacht: 20 % von 1.700 €/kW·42 MW + UW
Kabinettsfassung 29.07.2026: 3,5 % · Referentenentwurf: 2,5 % — parlamentarisches Verfahren und EU-Beihilfegenehmigung offen
| Pachtanteil an LCOE: ohne / mit Deckel | |
| Kompensationssaldo (ungedeckelte Kanäle − Pachtverlust) |
Verteilungshinweis: Die Direktliefer-Ersparnis wirkt über den Versorger nur in der Sitzkommune; die beiden Standortkommunen ohne diesen Kanal verlieren relativ. § 6-Verteilung und EK-Tranchen der drei Kommunen daher vor PPA-Abschluss regeln. „Stromertrag“ ist hier vereinfacht als EEG-effektive Vergütung × Ist-Erzeugung angesetzt; die Kabinettsfassung bemisst den Deckel am rechnerisch erzielbaren Standortertrag × anzulegendem Wert (erfasst: Anlagenflächen, Nebenanlagen im Umkreis 2.500 m, Abstandsflächen; Inbetriebnahmejahr + 19 Folgejahre). Überschreitung: Pönale 50 €/kW·a (§ 53a EEG 2027-E), bestehende Verträge bleiben zivilrechtlich wirksam. Die finale Fassung steht erst mit dem Gesetz fest.
Modul 3Anteilige Direktvermarktung – Projektbilanz gegen LCOE
Zwei Untergrenzen, ein Test: Der Korridor (Modul 1) sichert, dass sich jede direkt gelieferte kWh besser stellt als die EEG-Einspeisung (Opportunität). Das LCOE ist die absolute Untergrenze: Der Mischerlös aus EEG-Mengen und Direktlieferung muss die Vollkosten decken, sonst trägt sich der Park insgesamt nicht – unabhängig vom Korridor.
Übernommen aus dem Cockpit: LCOE der Rechenwerke, Fall B · Verbund (F10-Konfiguration) — ohne Leitungskosten (deren Annuität zieht dieses Modul separat ab). Lokal überschreibbar für Sensitivitäten; eine Änderung der Cockpit-Regler setzt den Wert neu. Annuität 25 J inkl. Pacht + § 6 EEG.
Netzgebundene Lieferung außerhalb der Marktprämie (PPA über das öffentliche Netz, sonstige Direktvermarktung): ohne Leitungsinvest, ohne Marktprämie, ohne § 6-Erstattung
Erzielbarer Preis je kWh netzgebunden — im Cockpit netto nach EEG-2027-E-Refinanzierungsbeitrag aus der Windseite synchronisiert
§ 6 EEG: Für EEG-vermarktete Mengen wird die 0,2-ct-Kommunalzahlung vom Netzbetreiber erstattet (§ 6 Abs. 5 EEG 2023), für Direktliefermengen nicht – für den EEG-Anteil ist das LCOE insoweit konservativ.
| EEG-Vermarktung ( GWh × EEG-effektiv, Null-Stunden-korrigiert) | |
| Direktlieferung über Leitung ( GWh × PPA-Preis) | |
| Sonstige Direktvermarktung ( GWh × ) | |
| − Direktleitung (Annuität) | |
| Mischerlös Park | |
| LCOE (Vollkosten) | |
| Projektmarge |
Wärmeprojekt-Rechner — Wärmenetz & Sektorkopplung
Windrechner-Modul: vollständige Wirtschaftlichkeitsrechnung für ein kommunales Wärmenetz — Investitions- und Betriebskosten, Temperaturniveau und Jahresarbeitszahl (JAZ), Direktleitung, BEW-Förderung, Skaleneffekte und die Kopplung an das Stromprojekt. Alle Werte sind hinterlegte Best-Practice-Richtwerte und frei überschreibbar. Der Direktstrompreis wird automatisch aus Windrechner bzw. PPA-Modul übernommen (PPA-Preis Direktleitung).
Modellrechnung — kein Ersatz für eine Machbarkeitsstudie. Der Rechner dient Orientierung und Entscheidungsvorbereitung; für die Investitionsentscheidung braucht es eine projektspezifische Machbarkeitsstudie — die LEA Hessen begleitet diesen Schritt kostenfrei. Wärmequelle = Wirtschaftlichkeit: Temperaturniveau und JAZ hängen an der lokalen Quelle — im Wärmeatlas Hessen identifizieren (Abwasser ganzjährig ~10–20 °C, industrielle Abwärme oft höher; beides hebt die JAZ und senkt die Wärmegestehungskosten).
Kernannahmen Systemrechnung zuerst Schritt 1 · Annahmen
Die vier dominierenden Systemkosten-Hebel vorab; Details, Belege und alle weiteren Regler in der rechten Spalte.
Systemkosten & -nutzen des dezentralen Verbunds Kern des Systemmoduls
Alle Mengen (MW, Volllaststunden, Einspeiseanteil, PPA-Preis, Wärme, Verkehr) kommen live aus dem Vollverbund F11. Transfers (§ 6, Gewerbesteuer, Börsen-Dämpfung ↔ Förderdifferenz) verändern den Ressourcensaldo nicht.
Zusatzkosten System
–
–
Systemnutzen
–
Wärme + Verkehr + fossile Gutschriften + Entlastung
Saldo
–
p. a., Ressourcensicht
Vermeidungskosten
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–
Vermiedene fossile Energie Versorgungsrisiko
Was der Verbund an Erdgas und Kraftstoff verdrängt — physisch, in Geld zu den eingestellten Preisen und als CO2. Kurzfristige Dimension: Jede vermiedene Gas- und Ölmenge senkt Spotmarkt-Exposition und Importabhängigkeit — die Preis- und Mengenrisiken, die 2022 die Kostenexplosion trieben. Bezugsgrößen (Haushalts-Stromverbrauch, Pkw-Zahl) sind links einstellbar.
Erdgas vermieden
–
–
Kraftstoff vermieden
–
–
Importwert je Jahr
–
zu den eingestellten Gas- und Benzinpreisen
CO₂ fossil vermieden
–
Wärme + Verkehr, brutto
–
Der Systemzuschlag, umgelegt warum so klein?
Die Zusatzkosten aus Netz und Backup, verteilt auf jede verkaufte Verbund-kWh — die Treppe von F11 zu F12. Der Wert wirkt niedrig, weil hier ein Baustein gerechnet wird, kein 100-%-System: Umgelegt werden nur die zurechenbaren Zusatzkosten (§-17-Netzverstärkung, Elektrifizierungs-Ertüchtigung, Residual-Vorhaltung zum eingestellten Zurechnungsgrad). Übertragungsnetz-Grundausbau, Langzeitspeicher und ein künftiges H₂-Backup sind Systemaufgaben jenseits dieses Bausteins — je höher der EE-Anteil des Gesamtsystems, desto mehr davon würde anteilig auch hier landen.
Zuschlag gesamt
–
je verkaufter Verbund-kWh (F12 − F11)
davon Netz
–
§ 17 + Elektrifizierungs-Ertüchtigung
davon Backup
–
–
Vollzurechnung Backup
–
Obergrenze: 100 % der Residual-Vorhaltung
–
CO₂-Fußabdruck des Bausteins g je gelieferter kWh
Spiegelbild zur Vermeidungsrechnung: Was hängt dem gelieferten Verbund-Strom selbst an? Lebenszyklus-Vorketten von Wind, PV und Speicher plus der Anteil, dem heute noch fossile Backup-Erzeugung gegenübersteht — der Baustein ist speichergestützt, aber die Residualdeckung des Systems ist noch nicht dekarbonisiert. Alle Faktoren links als Richtwerte einstellbar; die Vermeidungs-Gutschriften (Karte oben, Systemsaldo) bleiben davon getrennt — hier wird nichts verrechnet.
Fußabdruck gesamt
–
–
Vorketten Wind · PV
–
–
Speicher-Durchsatz
–
–
Backup-Anteil
–
–
–
Regionalverbund statt Kupferplatte politische Einordnung
Das heutige Planungsparadigma koppelt Erzeuger und Verbraucher primär über das Netz: Der NEP dimensioniert Transportkapazität für räumlich getrennte Erzeugung und Last, das Backup steht fern. Regionale Verbundsysteme — Wind, PV, Speicher, Wärme und Verbraucher auf Landkreis- oder Regierungsbezirksebene zusammengedacht — verringern genau diese Transport- und Gleichzeitigkeitsaufgabe. Wie viel, ist ohne Netzstudie nicht seriös zu beziffern; der Regler links macht die Annahme explizit und rechnet ihre Konsequenz aus. Dieser Baustein zeigt das Prinzip im Kleinen: Direktliefermengen und lokal gepufferte Arbeit belasten weder Übertragungsnetz noch Fern-Backup.
Programm, annuisiert
–
–
Umlage je kWh
–
–
Vermeidbar (Annahme)
–
–
Entlastung je kWh
–
bundesweite Netzentgelt-Wirkung der Annahme
–
Zeithorizont: 25-Jahre-Rechnung, 60-Jahre-Infrastruktur Langfrist
Die Parkrechnung schreibt alles über 25 Jahre ab — konservativ, denn ein Großteil der geschaffenen Infrastruktur lebt weit länger: Direktleitungen und Umspannwerke 40–60 Jahre, Wärmenetze 40–60, Übertragungsnetz 60–80. Beim Kernkraftwerk wird selbstverständlich mit 60–80 Jahren gerechnet (Regler „Betriebsdauer" dort) — dieselbe Logik gehört zur Netz- und Verbundinfrastruktur. Der Regler „Betrachtungsdauer" links streckt die Netz-Annuität der Systemrechnung entsprechend.
Netzanteil im Zuschlag
–
–
bei 60 Jahren
–
gleiche Investition, längere Nutzung
bei 80 Jahren
–
Größenordnung Übertragungsnetz / Kernkraft
System-LCOE bei Streckung
–
–
–
Zweite Langfrist-Dividende, hier nicht beziffert: Nach Jahr 25 erbt die Repowering-Generation Fläche, Genehmigungslage, Netzanschluss, Umspannwerk und gegebenenfalls Leitung und Wärmenetz — die Parkrechnung behandelt diese Restwerte als null, real sind sie die stille Reserve des Standorts. Netzausbau heute ist in derselben Logik eine Investition, deren Nutzen weit über den ersten Anlagenpark hinausreicht; die kurze Abschreibungsperspektive überzeichnet seine Kosten je kWh systematisch.
BBezugsgrößen
Übersetzungsgröße für die Haushalts-Äquivalente in der Karte „Vermiedene fossile Energie"; 3.500 kWh/a ≈ Bestands-Mittel, 2.000–2.500 sparsam, 5.000+ mit Wärmepumpe oder E-Auto.
VLaden / Verkehr
Voreinstellung 4.000 = ambitioniertes Verbund-Szenario: Bei ~20–25 Tsd. Einwohnern der drei Kommunen (~12–14 Tsd. Pkw) entspricht das ≈ 30 % Elektrifizierungsquote. Strombedarf ~8–9 GWh/a — vom Vollverbund F11 problemlos gedeckt.
NNetz & Entlastung
Vermiedener Redispatch / vorgelagerte Netzkosten (bundesweit > 3 Mrd. €/a).
BBackup-Zurechnung
Haupthebel der Systemrechnung: 0 % Grenzlogik ↔ 100 % Vollzurechnung der Residual-Vorhaltung; Kapazitätspreis StromVKG-Logik, laufzeitkonsistent annuisiert.
dena ≈ 6 %, ÜNB-Stresstest 1 %; PV ≈ 0.
PÜbergeordnet: Netzausbau & Zeithorizont
Belegte Eckwerte: Übertragungsnetz 327,7 Mrd. € im bestätigten NEP 2023–2037/2045 (BNetzA 01.03.2024); der 1. Entwurf des NEP 2025 nennt im Pfad A ≈ 360 Mrd. (Entwurfsstand, Startnetz allein 113,7 Mrd.). Verteilnetze: ≈ 110 Mrd. netzdimensionierend bis 2033 bzw. 207 Mrd. Gesamtmeldung der 82 größten VNB (BNetzA/SMARD 2024/25); Bundesrechnungshof/BNetzA nennen > 460 Mrd. gesamt, die EWI-Studie 2024 bis zu 732 Mrd. als Obergrenze. Voreinstellung 440 = bestätigtes ÜN + VN-Kern.
Politisch-heuristische Annahme, keine Netzberechnung: Wie viel des Transport- und Fern-Backup-Bedarfs entfiele, wenn Erzeuger, Speicher, Wärme und Verbraucher flächig auf Landkreis-/Regierungsbezirksebene zusammengedacht würden (VDE-Zellularansatz, NOVA-Prinzip, Flexibilitäts-Kritik am NEP). Der NEP selbst rechnet das Gegenmodell: Erzeugung und Last werden primär über das Netz gekoppelt.
Heute ≈ 460 TWh; die 2045-Szenarien liegen je nach Elektrifizierungstempo deutlich darüber (der NEP 2025 hat die Verbrauchsprognosen zuletzt gesenkt).
Wirkt direkt auf die Netz-Annuität der Systemrechnung (Karte „Zeithorizont"). Leitungen und Umspannwerke leben real 40–80 Jahre — wie beim Kernkraftwerk (60–80 a) gehört zur ehrlichen Infrastrukturrechnung der lange Horizont.
CCO₂-Fußabdruck (Richtwerte)
Lebenszyklus-Richtwerte (IPCC/UNECE-Spannen): Wind an Land ≈ 8–16, PV ≈ 25–50 g/kWh, herkunfts- und technologieabhängig, tendenziell sinkend — Annahmen, einstellbar.
Baustein-Logik: Anteil der gelieferten Arbeit, dem systemseitig heute fossile Backup-Erzeugung gegenübersteht (kein Zeitreihenmodell — Annahme; sinkt mit Speicherausbau und Dekarbonisierung der Residualdeckung).
FFossile Referenz & Gutschriften
BDEW 01/2026 ≈ 2,6–3,4 ct; KANU-Abschreibungen treiben weiter.
nEHS 2026: 55–65 €/t; ETS 2 ab 2028.
Rechenzentren als Verbund-Baustein Strom-Anker · Wärmequelle
Ein Rechenzentrum ist für den regionalen Verbund doppelt interessant: Als Bandlast-Abnehmer passt es perfekt zur Direktleitung (Modul-Seite „Direktleitung": planbare Grundlast, hohe Vollbenutzungsstunden, ab 2027 gesetzliche 100-%-EE-Pflicht — lokale PPA-Belieferung wird damit vom Nice-to-have zur Compliance-Lösung), und als Niedertemperatur-Wärmequelle speist es das Wärmemodul: 1 MW IT-Last im Dauerbetrieb setzt ≈ 8,8 GWh Strom pro Jahr nahezu vollständig in Abwärme um. Luftgekühlte Systeme liefern ≈ 30–40 °C, direkte Flüssigkeitskühlung 45–60 °C — in beiden Fällen hebt eine Großwärmepumpe auf Netztemperatur (im Wärmerechner: Quelle „Direktwärme", der COP steigt mit dem Quellniveau deutlich). Die Abwärme selbst wird heute meist frei Zaun nahezu unentgeltlich abgegeben; der wirtschaftliche Wert entsteht erst durch Wärmepumpe und Netz — das Verhandlungsband zwischen RZ und Wärmenetz liegt zwischen null und der vermiedenen Gasbeschaffung abzüglich WP-Strom und -Kapitaldienst (Rechnung: Wärme-Tab).
Pflichtenlage nach dem Energieeffizienzgesetz geltendes Recht
Das EnEfG (in Kraft seit 18.11.2023) erfasst Rechenzentren ab 300 kW nicht-redundanter Nennanschlussleistung (Netzknoten ausgenommen). Kernpflichten: EE-Strom bilanziell 50 % seit 2024, 100 % ab 1.1.2027. PUE (Jahresdurchschnitt): Bestand (Inbetriebnahme vor 1.7.2026) ≤ 1,5 ab 1.7.2027 und ≤ 1,3 ab 1.7.2030; Neubauten ab 1.7.2026 ≤ 1,2, zu erreichen binnen zwei Jahren. Abwärme/ERF (§ 11 Abs. 2 EnEfG, DIN EN 50600-4-6): Neubauten müssen wiederverwendete Energie von mindestens 10 % (Inbetriebnahme ab 2026), 15 % (ab 1.7.2027) bzw. 20 % (ab 1.7.2028) erreichen. Dazu Energie- oder Umweltmanagementsystem (seit 1.7.2025, Validierungspflicht ab Größenschwellen), jährliche Meldung an das Energieeffizienzregister der BfEE und Auskunfts-/Plattformpflichten zur Abwärme.
Der kommunale Hebel in § 11 Abs. 3 EnEfG
Die ERF-Pflicht entfällt u. a., wenn eine Vereinbarung zur Abwärmenutzung zwischen RZ-Betreiber und einer in räumlicher Nähe befindlichen Gemeinde oder einem Wärmenetzbetreiber vorliegt, wonach die Anforderungen über Aufbau oder Gestattung von Wärmenetzen innerhalb von zehn Jahren erfüllt werden — inklusive Investitionsplan und Kostentragungsregelung. Für Landkreise und Stadtwerke ist das die zentrale Verhandlungsposition: Wer früh eine belastbare Abnahmestruktur (Netz + Großwärmepumpe) anbietet, bestimmt Zeitpfad und Konditionen der Wärmeauskopplung mit. Quelle: § 11 EnEfG.
EnEfG-Novelle im Verfahren Entwurf — nicht geltendes Recht
Kabinettsbeschluss vom 24.06.2026 („Gesetz zur Beschleunigung der Umsetzung der Energieeffizienzrichtlinie"), Inkrafttreten frühestens zweites Halbjahr 2026 — bis dahin gilt das bestehende EnEfG unverändert. Geplant: Anwendungsschwelle steigt auf 500 kW installierte IT-Leistung; Bestands-PUE gelockert auf ≤ 1,6 (ab 1.7.2027) und ≤ 1,4 (ab 1.7.2030); der Neubau-PUE von 1,2 bleibt (der Referentenentwurf vom 9.4.2026 wollte noch 1,3), die Erreichungsfrist wird von zwei auf vier Jahre gestreckt. Bei der Abwärme entfallen die Pflicht zur Wärmeübergabestation (Platzvorhaltung genügt), verbindliche Vorgaben an Abwärme-Vereinbarungen und die Auskunftspflicht gegenüber Wärmenetzbetreibern; interne Nutzung wird anerkannt, eine Zumutbarkeitsausnahme kommt hinzu; Meldepflichten erst ab > 1 MW. Die ERF-Staffel 10/15/20 % bleibt.
Bewertung aus Verbundsicht: Die Novelle verschiebt Verhandlungsmacht vom Wärmenetz zum RZ-Betreiber — ohne Übergabestations-Pflicht und Auskunftsanspruch verliert die kommunale Seite ihre gesetzlichen Andockpunkte. Wer Abwärme sichern will, sollte Vereinbarungen vor Inkrafttreten schließen bzw. die Wärmefrage über Bauleitplanung und städtebauliche Verträge absichern (Seite „Planung & Recht"). Größter offener Punkt des Verfahrens: der endgültige Zuschnitt der Abwärme-Ausnahmen im Bundestag.
Betriebsmodelle wer betreibt, wer verdient
RZ-Typen: Colocation (viele Kunden; der Betreiber verantwortet Gebäude und Kühlung — Ansprechpartner für Abwärme), Hyperscaler/KI-Campus (ein Nutzer, sehr große Lasten, eigene Energieteams, PPA-erfahren), Edge (klein, meist unter der EnEfG-Schwelle). Wärmeseitige Modelle: (a) RZ gibt Rohabwärme ab, der Netzbetreiber hebt mit eigener Großwärmepumpe — Standardfall des Wärmemoduls; (b) das RZ betreibt die Wärmepumpe selbst und verkauft nutzbare Wärme — ERF-günstig fürs RZ, Preisrisiko beim Netz; (c) Contracting durch Dritte. Stromseitige Modelle: Netzbezug mit Herkunftsnachweisen (Minimallösung für die 100-%-Pflicht), physisches PPA aus dem Verbund über das öffentliche Netz (sonstige Direktvermarktung — Modul 3 der Direktleitungsseite) oder Direktleitung mit vermiedenen Netzentgelten (Modul 1) — plus Flexibilität: USV-Batterien und Lastverschiebung sind natürliche Partner des Verbund-Speichers. Netzentgeltfragen der Bandlast (atypische Netznutzung) sind regulatorisch in Bewegung und hier bewusst nicht beziffert.
Einbettung: Wärmeplanung und Förderung Rahmen
Die kommunale Wärmeplanung nach dem Wärmeplanungsgesetz muss Abwärmepotenziale — ausdrücklich auch aus Rechenzentren — erheben und in Eignungsgebiete übersetzen; die BfEE-Abwärmeplattform liefert die gemeldeten Standortdaten. Die Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW) fördert die Einbindung unvermeidbarer Abwärme investiv und in Teilen betrieblich. Für den Verbund heißt das: RZ-Abwärme gehört in den Wärmeplan des Landkreises, bevor Insellösungen Fakten schaffen — die belastbare Reihenfolge ist Wärmeplan → Netzentscheid → Abwärmevertrag.
Wer plant was — Ebenen und Zuständigkeiten in Hessen Planungshoheit
Hessen plant in drei Regionen (Nordosthessen, Mittelhessen, Südhessen). Träger der Regionalplanung sind die Regionalversammlungen — besetzt mit den Landkreisen, kreisfreien Städten und Gemeinden über 50.000 Einwohnern, in Südhessen zusätzlich der Regionalverband FrankfurtRheinMain, in Nordosthessen der Zweckverband Raum Kassel (§§ 13, 14 HLPG). Die Regierungspräsidien Kassel, Gießen und Darmstadt arbeiten als obere Landesplanungsbehörden zu; die Landesregierung genehmigt die Pläne, der Landesentwicklungsplan setzt den Rahmen. Darunter liegt die kommunale Planungshoheit (Flächennutzungs- und Bebauungspläne) — sie greift überall dort voll, wo das Bundesrecht keine Außenbereichs-Privilegierung vorsieht. Genehmigt wird zweigleisig: immissionsschutzrechtlich (Windenergie: Regierungspräsidien) oder baurechtlich (untere Bauaufsicht der Kreise und kreisfreien Städte).
Windenergie privilegiert · regional gesteuert
Zulässigkeit: § 35 Abs. 1 Nr. 5 BauGB — im Außenbereich privilegiert; räumlich gesteuert über die drei Teilregionalpläne Energie mit Vorranggebieten (bisher mit Ausschlusswirkung): Nordhessen ≈ 2,0 %, Mittelhessen ≈ 2,2 %, Südhessen ≈ 1,5 % der jeweiligen Region — zusammen ≈ 1,9 % der Landesfläche. Bundesziel (WindBG): Hessen muss 1,8 % bis Ende 2027 und 2,2 % bis Ende 2032 für die Windenergie sichern. Genehmigung: BImSchG über die Regierungspräsidien. Planungshoheit: faktisch bei den Regionalversammlungen; die Gemeinden wirken über Stellungnahmen mit und partizipieren über § 6 EEG.
Rechtslage in Bewegung: Der Hessische VGH hat am 6.2.2026 die Feststellungsbeschlüsse zum Erreichen der Flächenbeitragswerte (Regionalversammlung Südhessen, Regionalverband FrankfurtRheinMain, Wirtschaftsministerium) aufgehoben — die erste Stufe gilt damit als nicht erfüllt; die Revision ist zugelassen (11 C 205/25.T, 11 C 633/25.T). Zudem sind die Teilregionalpläne Energie aller drei Regionen mit Normenkontrollen beklagt; Mittelhessen stellt seinen Regionalplan neu auf. Praktisch bedeutet das Unsicherheit über die Ausschlusswirkung außerhalb der Vorranggebiete (§-245e-Mechanik) — für Projektierer Chance und Risiko zugleich, für die Regionalplanung Zeitdruck Richtung Ende 2027.
Freiflächen-Photovoltaik kommunal gesteuert
Keine allgemeine Privilegierung. Ausnahmen: § 35 Abs. 1 Nr. 8 BauGB (Anlagen an/auf Gebäuden sowie Freiflächen im 200-m-Streifen längs Autobahnen und mehrgleisiger Schienenwege) und Nr. 9 (Agri-PV unter engen Voraussetzungen mit Bezug zum landwirtschaftlichen Betrieb). Alles andere braucht einen Bebauungsplan — die Planungshoheit liegt vollständig bei der Gemeinde; sie entscheidet über Standort, Umfang und Gestaltung und kann Beteiligung über städtebauliche Verträge sichern. Die Regionalpläne steuern ergänzend (Mittelhessen etwa mit 286 PV-Vorbehaltsgebieten, ≈ 3.100 ha). Unabhängig davon läuft die EEG-Förderkulisse (Seitenrandstreifen, Konversion, benachteiligte Gebiete nach Landesöffnung) — baurechtliche Zulässigkeit und Vergütungsfähigkeit sind zwei getrennte Prüfungen.
Batteriespeicher neu privilegiert — mit Auflagen
Nach turbulentem Verfahren (weite Privilegierung beschlossen am 13.11.2025, am 4.12.2025 noch vor Inkrafttreten eingeschränkt; wirksam zum Jahreswechsel 2025/26) gilt: § 35 Abs. 1 Nr. 11 BauGB privilegiert Speicher im räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer vorhandenen EE-Anlage — der Co-Location-Fall dieses Cockpits. Nr. 12 privilegiert sonstige Speicher nur kumulativ: höchstens 200 m zur Grundstücksgrenze einer Umspannanlage (Höchst-/Hochspannung → Hoch-/Mittelspannung) oder eines Kraftwerks ≥ 50 MW, Nennleistung ≥ 4 MW, und je Gemeinde höchstens 0,5 % der Gemeindefläche bzw. 5 ha für alle Nr.-12-Speicher zusammen — eine ausdrückliche Rücksicht auf die kommunale Planungshoheit. Die Rückbaupflicht des § 35 Abs. 5 gilt. In ausgewiesenen Windenergiegebieten können Speicher planerisch den Windanlagen gleichgestellt werden. Genehmigung regelmäßig baurechtlich. Achtung: Eine weitere BauGB-Änderung, die Nr. 12 erneut enger fassen soll, ist seit Frühjahr 2026 im Entwurf — Rechtsstand vor Projektstart prüfen.
Umspannwerke Versorgungs-Privileg
Umspannwerke sind als Anlagen der öffentlichen Elektrizitätsversorgung nach § 35 Abs. 1 Nr. 3 BauGB im Außenbereich privilegiert; die Zulassung läuft baurechtlich, bei Höchstspannungs-Vorhaben im Zuge der Leitungs-Planfeststellung (EnWG/NABEG). Die Standortentscheidung liegt faktisch beim Netzbetreiber und seiner Netzplanung — Gemeinden wirken über Stellungnahmen mit. Neu ist die strategische Kopplung: Der 200-m-Radius um Umspannanlagen ist seit der Speicher-Privilegierung (Nr. 12) bevorzugter Speicherstandort — wer als Landkreis Umspannwerks-Standorte mitdenkt, plant zugleich die Speicherkulisse.
Rechenzentren volle kommunale Hoheit
Rechenzentren sind nicht privilegiert: Sie brauchen Bauland nach Bebauungsplan (Gewerbe-, Industrie- oder Sondergebiet) — die Standortsteuerung liegt vollständig bei der Gemeinde, flankiert von den Gewerbeflächen-Festlegungen der Regionalpläne. Faktisch steuert zusätzlich die Netzanschlusskapazität (sichtbar am Frankfurter Cluster). Ein landesrechtliches Sonderregime für RZ-Standorte besteht in Hessen bislang nicht. Für den Verbund ist das eine Gestaltungschance: Die Gemeinde kann Abwärmenutzung, Effizienz und Direktleitungs-Korridore über Bebauungsplan und städtebaulichen Vertrag festschreiben — wirksamer als jede EnEfG-Pflicht (Reiter „RZ & Wärme").
Planungshoheit in einem Satz je Anlage: Wind → Regionalversammlung (Vorranggebiete; BImSchG-Genehmigung durch das RP) · Freiflächen-PV → Gemeinde (B-Plan; Ausnahmen Nr. 8/9) · Speicher → seit 2026 privilegiert bei EE-Kopplung oder Umspannwerks-Nähe, sonst Gemeinde · Umspannwerk → Netzbetreiber (Nr. 3) · Rechenzentrum → Gemeinde. Quellen: § 35 BauGB (Fassung zum Jahreswechsel 2025/26), §§ 13–14 HLPG, WindBG, Teilregionalpläne Energie (RP Kassel/Gießen/Darmstadt), Hessischer VGH v. 6.2.2026 (11 C 205/25.T, 11 C 633/25.T), § 11 EnEfG.
Förderregime im Umbruch EEG-2027-E · EntwurfEEG 2023 · geltend
Zweiseitiger Differenzvertrag statt einseitiger Marktprämie (Kabinettsbeschluss 29.07.2026, parlamentarisches Verfahren ab 09/2026): Für geförderte Neuanlagen ab 100 kW gleicht die Marktprämie weiter nach unten aus; neu führt ein Refinanzierungsbeitrag Erlöse ab, sobald der technologiespezifische Jahresmarktwert den anzulegenden Wert übersteigt — ohne Marktwertkorridor (Streichung gegenüber dem Arbeitsentwurf, Branchenkritik), aber mit Mindesterlös-Kappung in Schwachpreis-Viertelstunden (Wind 1,0 · Solar 0,5 · Offshore 1,5 ct/kWh) und Erfassung zwischengespeicherter Mengen. Bei negativen Preisen: weder Förderung noch Beitrag.
Benchmark-Prinzip: Abgerechnet wird gegen den Flotten-Jahresmarktwert, nie gegen den individuellen Erlös — PPA-Spread und Speicher-Arbitrage über dem Marktwert bleiben vollständig beim Betreiber. Das nimmt der Vermarktung die Level-Spekulation, nicht den Struktur-Vorteil.
Wechselregime: Geltend ist der Wechsel der Veräußerungsform monatlich zum Monatsersten (Meldung vor Beginn des Vormonats), anteilige Aufteilung zulässig. Im Entwurf folgt die Abschöpfung dem Betreiber 20 Jahre auch in die sonstige Direktvermarktung; vorgesehen ist nur ein einmaliger Ausstieg ohne Rückkehr — der Einspeiseanteil wird zur Designentscheidung vor Gebotsabgabe. Die physische Direktleitung läuft außerhalb (nicht eingespeist, kein Beitrag, keine § 51-Ausfälle, HKN-fähig).
Quellen: BMWE-Regierungsentwurf EEG 2027 (29.07.2026), Stiftung Umweltenergierecht (Refinanzierungsbeitrag, 05/2026), BWE-/BEE-/bne-Stellungnahmen 07/2026, BNetzA-Ausschreibungsergebnisse. Rechtsstand 21.08.2026 — Bundestagsfassung Ende 2026 prüfen.
Kapazität, Netzanschluss, Preiszone
StromVKG: 2 × 4,5 GW steuerbare Langzeitkapazitäten (H₂-ready, 10-h-Kriterium) mit Gebotsterminen 08.09. und 29.12.2026, +2 GW 05/2027; Kapazitätsmechanismus ab 2028. Die erste Auktion kalibriert den Backup-Preis dieser Systemrechnung.
Netzpaket (Kabinett 29.07.2026): Kapazitätslimitierte Netzgebiete (Ausweisung ab 5 % Vorjahres-Abregelung) mit Redispatch-Vorbehalt und gedeckeltem Entschädigungsverzicht; parallel Spitzenkappung am Netzverknüpfungspunkt (PV 70 % Nennleistung, Wind 280 W/m² Rotorfläche). EU-rechtliche Zweifel (Art. 13 EBM-VO) dokumentiert.
Gebotszone: ENTSO-E empfiehlt die Teilung in fünf Zonen (Effizienzgewinn 251–339 Mio. €/a, Zieljahr 2025); der Aktionsplan Gebotszone (12/2025) hält an der Einheitszone fest — 70-%-Handelsvorgabe erfüllt, keine Rechtsgrundlage für eine Teilung gegen Deutschlands Willen. Für Binnenland-Standorte im Süden wäre eine Teilung tendenziell marktwertsteigernd; das Kannibalisierungsproblem ist ein Zeit-, kein Raumproblem und bliebe.
Quellen: StromVKG (BT 09.07.2026), BMWE-Netzpaket, ENTSO-E Bidding Zone Review (28.04.2025), BMWE Aktionsplan Gebotszone (12/2025).
Merit-Order, EEG-Paradoxon, Verwertungskaskade
Uniform Pricing hebelt jede EE-Einspeisung auf das gesamte gehandelte Volumen (Dämpfungs-Schätzungen: −7,8 €/MWh für 2006, −8,9 für 2012, bis −20 im 2030-Pfad) — zugleich sinkt der Marktwert der EE und die Förderdifferenz steigt: Auf der geförderten Menge heben sich Entlastung und Mehrkosten weitgehend auf (EEG-Paradoxon); netto bleibt kurzfristig ein Transfer von Bestandserzeugern, langfristig über Kapazitätszahlungen rückverlagert — deshalb steht Backup hier als Kostenposition und das Paar nur nachrichtlich.
Konsequenz fürs Geschäftsmodell: Verwertung nach Zahlungsbereitschaft — Direktleitung Wärme > Laden > Gewerbe-Direktlieferung > CfD-Einspeisung (kannibalisierungsversichert) > Spot > Elektrolyse > „Nutzen statt Abregeln". Der Quadrant ungefördert + eingespeist ist der einzige ohne Absicherung — und der einzige, den dieses Modell konsequent vermeidet.
Quellen: Sensfuß/Ragwitz 2007, Fraunhofer-ISI-Updates, Agora 2025, EWI-Langfristanalysen; Session-Recherche Stand 21.08.2026.