EEG-Ausschreibung

Das Verfahren

Die Bundesnetzagentur schreibt Windenergie an Land viermal im Jahr aus. Nach § 28 Absatz 1 EEG sind die Gebotstermine der 1. Februar, der 1. Mai, der 1. August und der 1. November, festgelegt für die Jahre 2023 bis 2028. Fällt ein Termin auf einen Samstag oder Sonntag, rückt er auf den nächsten Werktag, deshalb war der Gebotstermin 1. August 2026 tatsächlich der 3. August 2026. Das Ausschreibungsvolumen beträgt nach § 28 Absatz 2 EEG in den Jahren 2024 bis 2028 jeweils 10.000 Megawatt und wird gleichmäßig auf die vier Termine verteilt. Es erhöht sich nach § 28 Absatz 3 EEG um die im Vorjahr nicht bezuschlagten Mengen, deshalb liegen die einzelnen Runden nicht exakt bei 2.500 Megawatt.

Nach § 28 Absatz 6 EEG darf die Bundesnetzagentur die Menge eines Gebotstermins verringern, wenn sie eine Unterzeichnung erwartet. Sie hat davon Gebrauch gemacht, zuletzt sichtbar beim Gebotstermin 1. August 2024. Zum Gebotstermin 3. August 2026 hat sie ausdrücklich darauf verzichtet und 2.520.129 Kilowatt ausgeschrieben. Bezahlt wird nach dem eigenen Gebotswert, nicht nach einem Einheitspreis. Die niedrigsten Gebote erhalten den Zuschlag, bis die Menge erschöpft ist.

Voraussetzung für ein Gebot ist nicht, dass die Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz am Gebotstermin vorliegt. Nach § 36 Absatz 1 EEG muss sie vier Wochen vor dem Gebotstermin erteilt und die Anlage in derselben Frist als genehmigt an das Marktstammdatenregister gemeldet sein. Für den Gebotstermin 3. August 2026 war der Stichtag der 6. Juli 2026. Wer diese vier Wochen übersieht, verliert ein volles Quartal. Hinzu kommen eine Erstsicherheit von 30 Euro je gebotenem Kilowatt und eine Gebühr von 597 Euro je Gebot.

Der Höchstwert begrenzt die Gebote nach oben. Der gesetzliche Wert nach § 36b EEG beträgt 5,88 Cent pro Kilowattstunde für das Jahr 2023 und verringert sich ab dem 1. Januar 2025 jährlich um zwei Prozent. Maßgeblich ist er in der Praxis nicht, denn die Bundesnetzagentur kann nach § 85a EEG einen abweichenden Höchstwert festlegen. Sie hat das am 16.12.2025 getan: 7,25 ct/kWh für Gebotstermine ab dem 1. Februar 2026, nach 7,35 ct/kWh im Jahr 2025.

Wo die Zuschlagswerte liegen

Zwei Punkte sind für die Kalkulation wichtig. Erstens war die Runde deutlich überzeichnet, das Gebotsvolumen lag beim Doppelten der ausgeschriebenen Menge. Ein Gebot in der Nähe des Höchstwerts erhält in einem solchen Wettbewerb keinen Zuschlag, der höchste bezuschlagte Wert lag 2,27 ct/kWh unter dem Höchstwert. Zweitens sinken die Zuschlagswerte seit dem Gebotstermin 1. August 2024 über acht Gebotstermine in Folge, von 7,33 auf 4,79 ct/kWh, also um 2,54 ct/kWh. Wer eine Wirtschaftlichkeitsrechnung auf einem Wert aus einer älteren Runde aufsetzt, rechnet mit einem Erlös, den der Markt nicht mehr hergibt.

Die ausgeschriebene Menge schwankt von Termin zu Termin erheblich: 3.445 MW zum 01.02.2026, 2.495 MW zum 01.05.2026, 2.520 MW zum 03.08.2026. Wer plant, an welcher Runde er teilnimmt, sollte die tatsächlich veröffentlichte Menge des Termins prüfen und nicht mit einem Viertel des Jahresvolumens rechnen. Das Ergebnis des Gebotstermins 03.08.2026 war am 11.09.2026 noch nicht veröffentlicht, die Ergebnisübersicht der Bundesnetzagentur führt für 2026 nur die Termine Februar und Mai; die Bundesnetzagentur gibt die Ergebnisse erfahrungsgemäß sechs bis sieben Wochen nach dem Termin bekannt.

Die Standortgüte-Korrektur

Der Zuschlagswert ist nicht der Wert, den ein Projekt am Ende erhält. Nach § 36h EEG wird er an die Standortgüte angepasst. Bezugsgröße ist der Referenzstandort nach Anlage 2 Nummer 4 EEG: eine Rayleigh-Verteilung mit einer mittleren Jahreswindgeschwindigkeit von 6,45 Metern pro Sekunde in 100 Metern Höhe über dem Grund, eine Rauhigkeitslänge von 0,1 Metern und ein Höhenprofil nach dem Potenzgesetz mit einem Hellmann-Exponenten von 0,25. Die Schreibweise „Rauhigkeitslänge“ ist der Gesetzeswortlaut; das Gesetz rechnet ausdrücklich nach dem Potenzgesetz, nicht nach einem logarithmischen Profil. Der Gütefaktor ist das Verhältnis von Standortertrag zu Referenzertrag; aus ihm folgt der Korrekturfaktor.

Die Staffel ist nach beiden Seiten gedeckelt, und der untere Rand hängt am Standort. Oberhalb eines Gütefaktors von 150 Prozent bleibt es bei 0,79. Nach unten gilt: Ein Gütefaktor von weniger als 60 Prozent ist nur für Anlagen in der Südregion anzuwenden. Für Anlagen in der Südregion beträgt der Korrekturfaktor unterhalb von 50 Prozent 1,55, für alle übrigen Anlagen unterhalb von 60 Prozent 1,42. Außerhalb der Südregion ist 1,42 damit der höchste erreichbare Korrekturfaktor, nicht 1,55. Wer eine Kalkulation für einen schwachen Standort außerhalb der Südregion auf 1,55 aufsetzt, rechnet mit einem Erlös, den das Gesetz dort nicht vorsieht.

Vom anzulegenden Wert zum Geld auf dem Konto

Auch der korrigierte anzulegende Wert ist noch nicht der Erlös. Gezahlt wird die Marktprämie nach § 23a EEG, und deren Höhe ergibt sich aus Anlage 1 EEG. Für Anlagen, deren Zuschlag ab dem 1. Januar 2023 erteilt worden ist, wird die Prämie nach Anlage 1 Nummer 4 anhand des Jahresmarktwerts berechnet, nicht mehr anhand des Monatsmarktwerts: Marktprämie gleich anzulegender Wert abzüglich Jahresmarktwert, und ein rechnerisch negativer Wert wird auf null gesetzt.

Der Jahresmarktwert für Wind an Land ist nach Anlage 1 Nummer 4.3.2 kein einfacher Jahresdurchschnitt des Spotpreises. Er wird viertelstundenscharf mengengewichtet: Für jede Viertelstunde des Kalenderjahres wird der durchschnittliche Spotmarktpreis mit der in dieser Viertelstunde nach der Online-Hochrechnung erzeugten Windstrommenge multipliziert, die Ergebnisse werden summiert und durch die Jahresmenge geteilt. Weil Windstrom dann anfällt, wenn viel Windstrom anfällt, liegt dieser Wert systematisch unter dem reinen Spotmarktmittel.

Für die Finanzierung folgen daraus zwei Dinge. Die Prämie wird jahresweise rückwirkend abgerechnet, der Betreiber trägt unterjährig also die Differenz zwischen seinem tatsächlichen Vermarktungserlös und dem später feststehenden Jahresmarktwert. Und wer seinen Strom schlechter vermarktet als der Jahresmarktwert, bekommt die Lücke nicht ersetzt. Beides gehört in die Liquiditätsplanung, nicht erst in die Ertragsrechnung.

Für die Finanzierung ist deshalb nicht der Zuschlagswert die Rechengröße, sondern der korrigierte anzulegende Wert. Die Ermittlung des Gütefaktors behandelt der Artikel Standortgüte.

Hinzu kommt die Nachprüfung im Betrieb. Nach § 36h EEG wird der Gütefaktor mit Wirkung ab Beginn des sechsten, des elften und des sechzehnten auf die Inbetriebnahme folgenden Jahres anhand des tatsächlichen Standortertrags der jeweils letzten fünf Jahre neu berechnet. Angepasst wird erst, wenn der neue Gütefaktor um mehr als zwei Prozentpunkte vom zuletzt berechneten abweicht. Zu viel gezahlte Beträge sind zurückzuzahlen, verzinst mit einem Prozentpunkt über dem Zwölfmonats-EURIBOR. Eine Kalkulation, die nur den prognostizierten Faktor kennt, bildet dieses Risiko nicht ab; die Rückzahlung trifft das Projekt in einem Jahr, in dem der Kapitaldienst weiterläuft.

Fristen, Pönalen und der Beginn der zwanzig Jahre

Der Zuschlag ist keine unbefristete Zusage. Nach § 36e EEG erlischt er 36 Monate nach seiner Bekanntgabe, wenn die Anlage bis dahin nicht in Betrieb genommen ist. Die Bundesnetzagentur kann die Frist auf Antrag um insgesamt höchstens 18 Monate verlängern, wenn ein Dritter die immissionsschutzrechtliche Genehmigung nach Gebotsabgabe angefochten hat oder wenn über das Vermögen des Herstellers der Windenergieanlage oder einer wesentlichen Komponente ein Insolvenzverfahren eröffnet wurde. Der Antrag muss vor Fristablauf gestellt werden.

Wichtiger als die Pönale ist für die Tilgungsrechnung eine Vorschrift, die selten zitiert wird: Nach § 36i EEG beginnt der Zahlungsanspruch spätestens 30 Monate nach Bekanntgabe des Zuschlags, auch dann, wenn die Anlage wegen einer Fristverlängerung erst später in Betrieb geht. Die zwanzig Jahre laufen also an, bevor die erste Kilowattstunde fließt. Jeder Monat Bauverzug jenseits der 30 Monate verkürzt die Vergütungsdauer am Ende um denselben Monat. Genau das prüft eine Bank am Bauzeitenplan, nicht nur den Lieferplan des Herstellers.

Eine zweite Einschränkung betrifft die Erlöse im Betrieb. Nach § 51 EEG verringert sich der anzulegende Wert für Anlagen, die seit dem 25.02.2025 in Betrieb genommen wurden, in jeder Viertelstunde mit negativem Spotmarktpreis auf null; die frühere Mindestdauer von vier Stunden gilt für diese Anlagen nicht mehr. Nach § 51a EEG verlängert sich der Vergütungszeitraum um die Anzahl dieser Viertelstunden. Der Erlösausfall wird also nicht ersetzt, sondern zeitlich nach hinten geschoben. Für die Zinsdeckung in den ersten Jahren ist das kein Ausgleich.

Was daraus für die Finanzierung folgt

• Der Zuschlag macht die Einnahmenseite planbar, aber nicht vollständig: Maßgeblich sind der um die Standortgüte korrigierte Wert, die Nachprüfung nach fünf, zehn und fünfzehn Jahren und der Ausfall in Viertelstunden mit negativen Preisen. Auf dieser Einnahmenseite beruht die Struktur einer Projektfinanzierung.
• Vor dem Zuschlag ist eine Vollfinanzierung in der Regel nicht darstellbar, weil die Einnahmenseite offen ist. Möglich sind Brückenlösungen bis zur Zuschlagsentscheidung.
• Zuschlagswert, Gebotstermin, Datum der Bekanntgabe und Gütefaktor gehören in jede Projektunterlage, siehe Projektteaser. Aus dem Datum der Bekanntgabe ergeben sich die Fristen nach §§ 36e, 36i und 55 EEG.
• Der Bauzeitenplan muss die 30-Monats-Marke einhalten, nicht erst die 36-Monats-Marke. Danach beginnt der Vergütungszeitraum ohnehin zu laufen.
• Ohne Zuschlag bleibt der Weg über ein Power Purchase Agreement. Es ersetzt die Vergütungssicherheit vertraglich statt gesetzlich.

Das Genehmigungsverfahren im Einzelnen, die Delta-Prüfung, die Fristen und die Genehmigungsdauer nach Bundesland behandelt der Ratgeber Repowering-Genehmigung nach § 16b BImSchG.

Die Ergebnisse aller Gebotstermine seit 2025 stehen mit Volumen, Gebotsmenge, Spanne und Höchstwert unter EEG-Ausschreibungen Wind an Land. Die Seite wird nach jedem Gebotstermin fortgeschrieben.

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