Das windschwache Jahr 2025 hat die BVT Windpark Sustrum/Renkenberge GmbH & Co. KG hart getroffen. Die Umsatzerlöse sanken um fast 3,9 Millionen Euro, der Jahresüberschuss brach von rund 5,46 Millionen Euro auf nur noch 2,29 Millionen Euro ein. Dennoch erwirtschaftete der Windpark weiterhin einen starken operativen Cashflow, zahlte Millionenbeträge an seine Kommanditisten aus und tilgte Bankkredite von fast 5,7 Millionen Euro. Mit einer technischen Verfügbarkeit von 98,8 Prozent war der Anlagenpark nahezu vollständig einsatzbereit – das zentrale Problem war nicht die Technik, sondern der fehlende Wind.
Die BVT Windpark Sustrum/Renkenberge GmbH & Co. KG mit Sitz in Lathen betreibt einen der größeren Windparks im westlichen Niedersachsen. Der Anlagenbestand verteilt sich auf drei räumlich voneinander getrennte Parkabschnitte nahe der niederländischen Grenze: Fresenburg, Neusustrum und Neurenkenberge.
Zusammen verfügen die drei Teilparks über eine installierte elektrische Leistung von 59,7 Megawatt. Insgesamt werden 20 Windenergieanlagen betrieben: drei Enercon-Anlagen im Abschnitt Fresenburg, acht Nordex-Anlagen in Neusustrum und neun Enercon-Anlagen verschiedener Typen in Neurenkenberge.
Der nun vorgelegte Jahresabschluss für 2025 zeigt eine Gesellschaft, die trotz eines deutlich schwächeren Windjahres finanziell stabil geblieben ist. Der massive Gewinnrückgang macht allerdings deutlich, wie empfindlich selbst technisch gut laufende Windparks auf wetterbedingte Produktionsschwankungen reagieren.
Umsatz sinkt um fast 3,9 Millionen Euro
Die Umsatzerlöse beliefen sich 2025 auf rund 12,92 Millionen Euro. Im Vorjahr hatte die Gesellschaft noch knapp 16,79 Millionen Euro umgesetzt.
Damit gingen die Erlöse innerhalb eines Jahres um rund 3,87 Millionen Euro beziehungsweise etwa 23 Prozent zurück.
Der größte Teil der Einnahmen stammt aus dem Verkauf des erzeugten Stroms. Nach Angaben im Lagebericht entfielen rund 12,69 Millionen Euro auf Stromerlöse. Weitere Erträge von etwa 195.000 Euro entstanden aus der Weiterberechnung von Kosten an die Windpark Renkenberge-Nord GmbH & Co. KG.
Ursache des Umsatzrückgangs war vor allem das unterdurchschnittliche Windangebot. Der regionale Windindex erreichte 2025 lediglich 76 Prozent des langjährigen Erwartungswertes. Bereits 2024 war mit 88 Prozent ein schwaches Windjahr gewesen. 2025 verschärfte sich die Situation nochmals deutlich.
Stromproduktion bleibt unter Plan
Die 20 Windenergieanlagen erzeugten im Geschäftsjahr insgesamt 149.404 Megawattstunden Strom.
Der ursprüngliche Prospektwert lag bei 153.285 Megawattstunden. Damit wurde die geplante Produktion um rund 2,53 Prozent unterschritten.
Diese vergleichsweise moderate Abweichung zeigt zugleich, dass der Windpark gemessen am tatsächlich verfügbaren Wind recht effizient arbeitete. Obwohl der regionale Windindex deutlich unter dem langjährigen Durchschnitt lag, blieb die Stromproduktion nur wenige Prozent unter der Prospektprognose.
Die Geschäftsführung bezeichnet den Geschäftsverlauf deshalb trotz der schwachen Windverhältnisse als zufriedenstellend.
Technik läuft mit fast 99 Prozent Verfügbarkeit
Aus technischer Sicht erzielte der Windpark sehr gute Werte.
Die Anlagen im Parkteil Fresenburg erreichten eine Verfügbarkeit von 99,1 Prozent. In Neusustrum lag der Wert bei 98,2 Prozent, in Neurenkenberge ebenfalls bei 99,1 Prozent.
Im gewichteten Durchschnitt erreichte der gesamte Windpark eine technische Verfügbarkeit von 98,8 Prozent.
Damit übertrafen alle drei Parkabschnitte die in den Wartungsverträgen zugesagten Mindestwerte.
Der Rückgang der Stromproduktion ist somit nicht auf größere technische Ausfälle zurückzuführen. Die Anlagen waren nahezu durchgehend betriebsbereit. Entscheidend war vielmehr das außergewöhnlich schwache Windangebot.
Gewinn bricht um 58 Prozent ein
Der Jahresüberschuss fiel 2025 auf rund 2,29 Millionen Euro. Im Vorjahr waren es noch etwa 5,46 Millionen Euro gewesen.
Damit verringerte sich der Gewinn um rund 3,16 Millionen Euro beziehungsweise knapp 58 Prozent.
Das Ergebnis nach Steuern lag bei etwa 2,29 Millionen Euro. Der gesamte Jahresüberschuss wurde den Verrechnungskonten der Kommanditisten gutgeschrieben. Ein Bilanzgewinn wird deshalb nicht ausgewiesen.
Die Eigenkapitalrendite sank von 29 Prozent auf 13,1 Prozent. Trotz dieses Rückgangs blieb die Verzinsung des bilanziellen Eigenkapitals zweistellig.
Hohe Fixkosten verstärken den Ergebniseffekt
Windparks weisen einen hohen Anteil langfristig gebundener oder weitgehend fixer Kosten auf. Wartungsverträge, Pachten, Betriebsführung und Abschreibungen fallen auch dann an, wenn die Anlagen wegen schwacher Windverhältnisse weniger Strom produzieren.
Die Aufwendungen für bezogene Leistungen beliefen sich 2025 auf rund 1,80 Millionen Euro. Im Vorjahr waren es knapp 1,94 Millionen Euro.
Zu den wichtigsten Einzelpositionen gehörten Wartungskosten von rund 1,44 Millionen Euro, Betriebsführungskosten von etwa 194.000 Euro, Fremdleistungen von rund 94.000 Euro sowie Stromkosten für den Eigenverbrauch der Anlagen von etwa 71.000 Euro.
Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen sanken von rund 1,93 Millionen Euro auf etwa 1,65 Millionen Euro. Dennoch blieb der Kostenblock im Verhältnis zu den gesunkenen Erlösen erheblich.
Abschreibungen von mehr als 6,5 Millionen Euro
Die jährlichen Abschreibungen belasteten das Ergebnis mit rund 6,51 Millionen Euro.
Davon entfielen knapp 5,96 Millionen Euro auf die technischen Anlagen und Maschinen. Grundstücke und Bauten auf fremden Grundstücken wurden mit rund 539.000 Euro abgeschrieben. Weitere rund 13.000 Euro betrafen immaterielle Vermögensgegenstände.
Die Anlagen werden grundsätzlich über eine Nutzungsdauer von 16 Jahren linear abgeschrieben.
Zum Jahresende betrug der Buchwert des gesamten Anlagevermögens knapp 49,93 Millionen Euro. Ein Jahr zuvor waren es noch rund 56,44 Millionen Euro gewesen.
Allein die technischen Anlagen und Maschinen standen mit 45,33 Millionen Euro in der Bilanz.
Ihre ursprünglichen Anschaffungskosten beliefen sich auf mehr als 91 Millionen Euro. Zusammen mit Grundstücken, Bauten, Infrastruktur und weiteren Vermögenswerten lagen die historischen Anschaffungskosten des Anlagevermögens bei über 100 Millionen Euro.
Bilanzsumme schrumpft um mehr als sieben Millionen Euro
Die Bilanzsumme sank von rund 66,24 Millionen Euro auf 58,93 Millionen Euro.
Das entspricht einem Rückgang um etwa 7,31 Millionen Euro.
Die Bilanzverkürzung resultiert vor allem aus den hohen planmäßigen Abschreibungen und der weiteren Tilgung langfristiger Bankdarlehen.
Auf der Aktivseite ging das Anlagevermögen um rund 6,5 Millionen Euro zurück. Auch Forderungen und Bankguthaben lagen unter den Vorjahreswerten.
Forderungen sinken auf 2,71 Millionen Euro
Die Forderungen und sonstigen Vermögensgegenstände reduzierten sich von rund 3,22 Millionen Euro auf 2,71 Millionen Euro.
Davon entfielen knapp 1,97 Millionen Euro auf Forderungen aus Stromlieferungen, insbesondere für den Monat Dezember 2025.
Weitere Forderungen bestanden unter anderem gegenüber Netzbetreibern aus kommunalen Beteiligungszahlungen nach Paragraf 6 EEG, gegenüber der Windpark Renkenberge-Nord GmbH & Co. KG sowie aus Gewerbesteuerüberzahlungen.
Ein Guthaben von rund 152.000 Euro wurde auf einem Treuhandkonto gehalten.
Mehr als sechs Millionen Euro Liquidität
Die Gesellschaft verfügte zum Jahresende über Bankguthaben von rund 6,16 Millionen Euro.
Im Vorjahr waren es noch 6,45 Millionen Euro gewesen. Die Liquidität ging somit um knapp 295.000 Euro zurück.
Die Guthaben verteilten sich auf ein Kontokorrentkonto mit rund 1,44 Millionen Euro, ein Termingeldkonto mit etwa 3,71 Millionen Euro sowie ein Tagesgeldkonto von gut einer Million Euro.
Damit besaß der Windpark weiterhin eine erhebliche Liquiditätsreserve.
Solche Rücklagen dienen unter anderem dazu, windschwache Perioden zu überbrücken, laufende Kreditraten zu bedienen und mögliche Reparaturen oder außergewöhnliche Betriebskosten zu finanzieren.
Operativer Cashflow bleibt stark
Der Cashflow aus der laufenden Geschäftstätigkeit betrug laut Kapitalflussrechnung rund 9,65 Millionen Euro.
Im Lagebericht wird der betriebsbedingte Cashflow nach einer leicht abweichenden Berechnung mit rund 9,18 Millionen Euro angegeben. In beiden Fällen lag er deutlich unter dem Vorjahresniveau, blieb aber ausgesprochen hoch.
Der Rückgang spiegelt vor allem das niedrigere Jahresergebnis wider.
Die hohen Abschreibungen sind zwar aufwandswirksam, führen aber nicht unmittelbar zu einem Abfluss liquider Mittel. Deshalb liegt der operative Cashflow deutlich über dem bilanziellen Gewinn.
Fast 5,7 Millionen Euro Kredite getilgt
Die Gesellschaft setzte einen großen Teil des erwirtschafteten Cashflows für die Rückzahlung ihrer Bankdarlehen ein.
Im Geschäftsjahr wurden Kredite von rund 5,69 Millionen Euro getilgt.
Dadurch sanken die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten von rund 44,16 Millionen Euro auf 38,47 Millionen Euro.
Die Tilgungsleistung entspricht damit nahezu exakt dem Rückgang der Bankschulden.
Von den verbliebenen Darlehen sind rund 5,54 Millionen Euro innerhalb eines Jahres fällig. Weitere 32,94 Millionen Euro besitzen eine Restlaufzeit von mehr als einem Jahr. Davon laufen knapp 14,9 Millionen Euro noch länger als fünf Jahre.
Die Darlehen haben Endlaufzeiten zwischen September 2026 und Dezember 2034.
Umfangreiche Sicherheiten für die Banken
Die Bankverbindlichkeiten sind vollständig durch Vermögenswerte und Rechte des Windparks besichert.
Zu den Sicherheiten gehören unter anderem die Windenergieanlagen samt Zubehör und Infrastruktur, die Abtretung von Stromvergütungsansprüchen, Rechte aus Kauf-, Wartungs- und Versicherungsverträgen sowie Nutzungsrechte an den Standortgrundstücken.
Darüber hinaus wurden Liquiditäts- und Wartungsreserven sowie Steuererstattungsansprüche zugunsten der finanzierenden Banken verpfändet oder abgetreten.
Diese umfassenden Sicherheiten sind bei projektfinanzierten Windparks üblich. Da die Darlehen im Wesentlichen aus den laufenden Stromerlösen zurückgezahlt werden, sichern sich Banken Zugriff auf nahezu sämtliche wesentlichen Projektwerte und Zahlungsströme.
Zinsswap soll steigende Zinsen abfedern
Die bestehenden Darlehen werden teilweise variabel verzinst. Um das Risiko steigender Marktzinsen zu begrenzen, schloss die Gesellschaft bereits 2017 ein Zinssicherungsgeschäft ab.
Dabei wird der variable Drei-Monats-Euribor wirtschaftlich gegen einen festen Zinssatz getauscht.
Darlehen und Swap wurden bilanziell zu einer Bewertungseinheit zusammengefasst. Damit entsteht wirtschaftlich weitgehend die Wirkung eines Festzinsdarlehens.
Der Marktwert des Zinsswaps lag Ende 2025 bei minus 92.000 Euro.
Die Zinsaufwendungen sanken von rund 841.000 Euro auf 757.000 Euro. Gleichzeitig erzielte die Gesellschaft Zinserträge von knapp 130.000 Euro.
Mehr als 3,5 Millionen Euro an Kommanditisten ausgezahlt
Neben der Schuldentilgung nahm die Gesellschaft erhebliche Auszahlungen an ihre Kommanditisten vor.
Laut Kapitalflussrechnung flossen im Geschäftsjahr rund 3,58 Millionen Euro an die Gesellschafter.
Im Vorjahr waren es noch etwa 5,17 Millionen Euro gewesen.
Zusammen mit Zinszahlungen von rund 757.000 Euro und Kredittilgungen von 5,69 Millionen Euro ergab sich ein Mittelabfluss aus Finanzierungstätigkeit von mehr als 10 Millionen Euro.
Der operative Cashflow reichte nahezu aus, um diese Zahlungen vollständig zu decken. Der Finanzmittelbestand sank deshalb lediglich um etwa 295.000 Euro.
Eigenkapital sinkt trotz Gewinn
Das bilanzielle Eigenkapital reduzierte sich von rund 18,78 Millionen Euro auf 17,49 Millionen Euro.
Ursache waren vor allem die negativen Verrechnungskonten der Kommanditisten. Diese erhöhten sich von minus 41,83 Millionen Euro auf minus 43,12 Millionen Euro.
Die festen Kapitalkonten und das Agio blieben unverändert. Insgesamt bestehen nominelle Kapitalkonten und Aufgelder von mehr als 60 Millionen Euro. Diese werden jedoch durch die negativen Verrechnungskonten erheblich reduziert.
Trotz des Rückgangs ergibt sich zum Bilanzstichtag eine Eigenkapitalquote von rund 29,7 Prozent.
Für einen großvolumig fremdfinanzierten Windpark ist dies weiterhin eine solide Größenordnung.
Rückstellungen sinken
Die Rückstellungen reduzierten sich von rund 2,14 Millionen Euro auf 1,76 Millionen Euro.
Davon entfielen knapp 400.000 Euro auf Steuerrückstellungen und etwa 1,36 Millionen Euro auf sonstige Rückstellungen.
Zu den sonstigen Rückstellungen dürften insbesondere Verpflichtungen für den späteren Rückbau der Anlagen, ausstehende Rechnungen sowie weitere betriebliche Risiken gehören.
Die langfristigen Rückstellungen und Verbindlichkeiten beliefen sich zusammen auf rund 34 Millionen Euro.
Kommunen erhalten rund 180.000 Euro
Die Gesellschaft beteiligte die umliegenden Gemeinden erneut finanziell am Betrieb der Windenergieanlagen.
Für den Zeitraum von Dezember 2024 bis November 2025 wurden insgesamt rund 180.000 Euro an Kommunen ausgezahlt.
Grundlage ist Paragraf 6 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes. Danach können Betreiber von Windenergieanlagen Kommunen im Umfeld der Anlagen mit bis zu 0,2 Cent je erzeugter Kilowattstunde beteiligen.
Die entsprechenden Rückerstattungsanträge wurden im Januar 2026 bei den Netzbetreibern eingereicht.
Aus dem Vorjahr stand zum Bilanzstichtag noch eine Erstattung von rund 60.000 Euro für den Abschnitt Neurenkenberge aus.
Stromerlöse durch EEG abgesichert
Die Vergütung der Anlagen ist durch das EEG nach unten abgesichert.
Für die drei Anlagen in Fresenburg beträgt die gesetzliche Vergütung 9,41 Cent je Kilowattstunde. Hinzu kommt ein Repowering-Bonus von 0,5 Cent.
Die acht Anlagen in Neusustrum erhalten je nach Inbetriebnahmedatum zwischen 8,29 und 8,38 Cent je Kilowattstunde. Diese Vergütungen sind grundsätzlich bis Ende 2037 gesichert.
Für Neurenkenberge liegen die Vergütungssätze zwischen 7,31 und 7,68 Cent je Kilowattstunde. Die Förderzeiträume reichen je nach Anlage bis Ende 2037 beziehungsweise Ende 2038.
Die gesetzliche Vergütung bildet damit eine weitgehend planbare Erlösuntergrenze.
Marktpreise gleichen schwache Produktion teilweise aus
Für 2025 konnten keine Festpreisvereinbarungen oberhalb der jeweiligen EEG-Vergütungssätze abgeschlossen werden.
Dennoch lagen die Stromerlöse nach Darstellung der Gesellschaft leicht über dem Planwert. Grund war, dass der durchschnittliche Marktwert des Stroms beim Parkteil Neurenkenberge über dem dortigen EEG-Niveau lag.
Dies zeigt den Vorteil der Direktvermarktung: Liegt der Marktpreis über dem gesetzlichen Vergütungswert, können Windparkbetreiber zusätzliche Erlöse erzielen.
Liegt der Marktpreis darunter, gleicht der Netzbetreiber grundsätzlich die Differenz aus.
Preise für 2026 und 2027 teilweise abgesichert
Für Teile der zukünftigen Stromproduktion hat die Gesellschaft bereits Fixpreisverträge abgeschlossen.
Für Neusustrum wurden für das vierte Quartal 2026 und das erste Quartal 2027 Preise von 92 Euro je Megawattstunde gesichert.
Für Neurenkenberge bestehen Fixpreisvereinbarungen für das dritte und vierte Quartal 2026 zu 88 Euro je Megawattstunde.
Damit kann die Gesellschaft zumindest einen Teil ihrer künftigen Erlöse unabhängig von kurzfristigen Marktbewegungen kalkulieren.
Die übrigen Strommengen werden auf Basis der EEG-Vergütung und der vereinbarten Direktvermarktungsentgelte abgerechnet.
Wassereintritt in drei Fundamenten
Im Parkteil Neurenkenberge besteht weiterhin ein technisches Problem.
In den Fundamentkellern von drei Anlagen wurde Wasser festgestellt. Der laufende Betrieb ist nach Angaben der Gesellschaft bislang nicht beeinträchtigt.
Enercon führte im Herbst 2025 Abdichtungsarbeiten durch. Diese konnten den Wassereintritt allerdings nicht vollständig beheben.
Weitere Maßnahmen sollen im Laufe des Jahres 2026 umgesetzt werden.
Obwohl aktuell keine Auswirkungen auf die Stromproduktion bestehen, muss der Mangel weiter beobachtet werden. Dauerhafte Feuchtigkeit kann langfristig Schäden an baulichen oder technischen Komponenten verursachen.
Einbruchsschaden vollständig behoben
Bereits im November 2024 war in eine Enercon-Anlage im Parkteil Neurenkenberge eingebrochen worden.
Die dadurch entstandenen Schäden wurden inzwischen vollständig repariert. Die Versicherung erstattete Kosten von rund 50.000 Euro.
Weitere kleinere Schäden und Betriebsunterbrechungen im Jahr 2025 hatten nach Angaben des Unternehmens keinen wesentlichen Einfluss auf das Gesamtergebnis.
Turmschäden langfristig auf Enercon übertragen
In der Vergangenheit waren an Anlagen im Parkteil Neurenkenberge Schäden an Turmsegmenten aufgetreten.
Die Sanierung wurde 2021 abgeschlossen. Nach statischen Berechnungen soll die gewählte Lösung eine technische Lebensdauer von bis zu 30 Jahren ermöglichen.
Zusätzlich wurden die Wartungsverträge mit Enercon angepasst. Sollte es künftig erneut zu vergleichbaren Turmschäden kommen, verpflichtet sich der Hersteller laut Lagebericht, nicht nur die Reparaturkosten zu übernehmen, sondern auch damit verbundene Ertragsausfälle zu kompensieren.
Damit wurde ein wesentliches technisches Risiko vertraglich weitgehend auf Enercon übertragen.
Herstellerabhängigkeit bleibt ein Risiko
Gerade wegen dieser umfassenden Wartungs- und Garantieverpflichtungen bleibt die Gesellschaft stark von Enercon abhängig.
Eine Insolvenz oder ein Ausfall des Herstellers wird zwar nicht als akute Gefahr bewertet. Die Geschäftsführung führt dieses Szenario jedoch ausdrücklich als relevantes Risiko auf.
Der Betrieb des Windparks könnte grundsätzlich auch ohne Enercon fortgesetzt werden. Allerdings könnten sich Wartung, Ersatzteilversorgung und die Durchsetzung bestehender Garantieansprüche erheblich verteuern oder erschweren.
Gefahr durch Cyberangriffe
Auch mögliche Hackerangriffe werden im Lagebericht thematisiert.
Im Jahr 2022 war die Satellitenkommunikation von Enercon Ziel eines Cyberangriffs geworden. Dadurch war die Fernsteuerung zahlreicher Anlagen zeitweise eingeschränkt.
Die Anlagen der BVT Windpark Sustrum/Renkenberge waren nach Angaben der Gesellschaft nicht betroffen.
Dennoch bleibt das Risiko bestehen, dass künftige Angriffe Steuerungs-, Überwachungs- oder Kommunikationssysteme beeinträchtigen könnten.
Hohe langfristige Vertragsverpflichtungen
Neben den bilanzierten Schulden bestehen erhebliche weitere finanzielle Verpflichtungen.
Aus langfristigen Pachtverträgen ergeben sich bis mindestens 2037 Zahlungen von insgesamt rund 2,72 Millionen Euro.
Der Wartungsvertrag für Neusustrum führt zu Verpflichtungen von mindestens 2,09 Millionen Euro. Für Neurenkenberge bestehen weitere Mindestverpflichtungen von rund 324.000 Euro.
Hinzu kommen Vergütungen aus der Betriebsführung, die sich prozentual nach den Nettostromerlösen richten.
Diese Verträge sichern den Zugang zu Grundstücken, technische Wartung und laufenden Betrieb. Gleichzeitig sorgen sie für langfristige Kostenbindungen, die auch in schwachen Windjahren fortbestehen.
Vergütungen von mehr als 228.000 Euro
Im Geschäftsjahr zahlte die Gesellschaft Vergütungen von insgesamt rund 228.200 Euro an vier Begünstigte.
Davon erhielt die BVT Holding GmbH & Co. KG eine variable Geschäftsführungsvergütung von rund 202.400 Euro.
Die Komplementärgesellschaft bekam eine Haftungsvergütung von etwa 12.800 Euro.
Für den Beirat wurden einschließlich Auslagenersatz rund 4.800 Euro gezahlt. Der Beteiligungstreuhänder erhielt eine feste Vergütung von rund 8.200 Euro.
Eigene Arbeitnehmer beschäftigte die Gesellschaft nicht.
Wirtschaftsprüfer erteilen uneingeschränkten Bestätigungsvermerk
Der Jahresabschluss, die Kapitalflussrechnung und der Lagebericht wurden von unabhängigen Wirtschaftsprüfern geprüft.
Nach deren Urteil entsprechen die Unterlagen den handelsrechtlichen Vorschriften und vermitteln ein zutreffendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage.
Auch die Darstellung der künftigen Chancen und Risiken wurde nicht beanstandet.
Darüber hinaus bestätigten die Prüfer, dass Gewinne, Verluste, Einlagen und Entnahmen ordnungsgemäß den einzelnen Kapitalkonten zugewiesen wurden.
Stabiler Windpark trotz drastischem Ergebnisrückgang
Der Jahresabschluss 2025 zeigt einen Windpark, dessen Ergebnis massiv unter dem fehlenden Wind gelitten hat.
Der Umsatz sank um fast 3,9 Millionen Euro, der Gewinn brach um mehr als drei Millionen Euro ein und die Eigenkapitalrendite halbierte sich mehr als.
Dennoch blieb die Gesellschaft finanziell stark.
Der Windpark erwirtschaftete einen operativen Cashflow von deutlich mehr als neun Millionen Euro, tilgte Kredite von fast 5,7 Millionen Euro und zahlte rund 3,6 Millionen Euro an seine Kommanditisten aus.
Zugleich verfügte das Unternehmen zum Jahresende weiterhin über mehr als sechs Millionen Euro Liquidität.
Die technische Verfügbarkeit von 98,8 Prozent zeigt, dass der Anlagenpark zuverlässig läuft. Schwachpunkt war 2025 allein das Wetter.
Für die kommenden Jahre verfügt die Gesellschaft über langfristig abgesicherte EEG-Vergütungen und teilweise bereits fest vereinbarte Strompreise. Technische Risiken wie der Wassereintritt in einigen Fundamenten und die starke Abhängigkeit von Enercon bleiben jedoch bestehen.
Insgesamt erscheint der Windpark trotz des deutlichen Gewinnrückgangs robust finanziert. Das Jahr 2025 war kein Krisenjahr, sondern vor allem ein eindrucksvolles Beispiel dafür, wie stark das Ergebnis eines Windparks selbst bei nahezu perfekter technischer Verfügbarkeit von einer einzigen Größe abhängt: dem Wind.
