Standortgüte

Gütefaktor, Referenzertrag, Referenzstandort

Die Standortgüte ist der Alltagsbegriff. Das Gesetz spricht vom Gütefaktor und bestimmt ihn in § 36h Absatz 1 EEG als das Verhältnis des Standortertrags einer Anlage nach Anlage 2 Nummer 7 zum Referenzertrag nach Anlage 2 Nummer 2, ausgedrückt in Prozent. Beide Größen sind gesetzlich beschrieben, nicht frei wählbar.

Der Referenzertrag ist die Strommenge, die ein bestimmter Anlagentyp einschließlich seiner Nabenhöhe am Referenzstandort rechnerisch in fünf Betriebsjahren erbringen würde, ermittelt auf Basis einer vermessenen Leistungskennlinie. Der Typ ist dabei durch Typenbezeichnung, Rotorkreisfläche, Nennleistung und Nabenhöhe bestimmt (Anlage 2 Nummer 3). Zwei Anlagen desselben Herstellers mit unterschiedlicher Nabenhöhe haben also unterschiedliche Referenzerträge und damit bei identischem Wind unterschiedliche Gütefaktoren.

Der Referenzstandort selbst ist ein reiner Rechenstandort:

Was in den Standortertrag eingeht

Anlage 2 Nummer 7 EEG definiert den Standortertrag als die Strommenge, die der Betreiber am konkreten Standort in einem definierten Zeitraum tatsächlich hätte einspeisen können. Das ist weder die Rohprognose des Gutachtens noch, nach der Inbetriebnahme, die abgerechnete Einspeisemenge.

Diese Systematik hat eine Richtung, die in Modellen häufig untergeht. Netzseitige Abregelung und Anlagenstillstand oberhalb der 2-Prozent-Grenze mindern den Gütefaktor nicht, sie werden als fiktive Strommenge wieder hinzugerechnet. Abschaltungen aufgrund genehmigungsrechtlicher Auflagen mindern ihn dagegen sehr wohl: vor der Inbetriebnahme als Abzug von der Prognose, danach dadurch, dass sie eben nicht hinzugerechnet werden. Eine nachträglich verschärfte Abschaltauflage kostet also Einspeisemenge, senkt zugleich den Gütefaktor und hebt damit bei der nächsten Nachprüfung den anzulegenden Wert. Der Mengenverlust wird zum Teil über den Preis ausgeglichen, der Ausfall aus netzseitiger Abregelung dagegen nicht.

Vom Zuschlagswert zum anzulegenden Wert

Der in der EEG-Ausschreibung bezuschlagte Wert ist nicht der Betrag, den ein Betreiber je Kilowattstunde erhält. Der Netzbetreiber ermittelt den anzulegenden Wert, indem er den Zuschlagswert mit dem Korrekturfaktor multipliziert, der zum Gütefaktor gehört.

Drei Regeln gehören zur Tabelle. Zwischen benachbarten Stützwerten wird linear interpoliert: Der bundesweite Mittelwert von 74 Prozent liegt zwischen den Stützwerten 70 und 80 Prozent und führt damit auf einen Korrekturfaktor von 1,24. Unterhalb von 50 Prozent bleibt es bei 1,55, oberhalb von 150 Prozent bei 0,79, die Kurve wird nicht fortgeschrieben. Und § 36h Absatz 5 EEG ordnet eine Rundung auf zwei Stellen nach dem Komma an.

Die Staffel ist degressiv: Zwischen 50 und 100 Prozent liegen 0,55 Punkte Korrektur, zwischen 100 und 150 Prozent nur 0,21. Der Ausgleich läuft ausschließlich über den Preis je Kilowattstunde, nicht über eine längere Förderdauer.

Der Zuschlagswert stammt aus der Ausschreibung Wind an Land zum Gebotstermin 1. August 2026, bekannt gegeben am 17.09.2026. Der stärkere Standort erhält den niedrigeren Preis je Kilowattstunde, produziert dafür aber mehr davon. Der Gütefaktor allein sagt deshalb nichts über die Wirtschaftlichkeit, er ist nur eine der beiden Größen, aus denen der Erlös entsteht.

Wer den Gütefaktor nachweist

Nach § 36h Absatz 4 EEG erfolgt der Nachweis durch Gutachten, die den allgemein anerkannten Regeln der Technik entsprechen. Das Gesetz arbeitet mit einer Vermutung: Werden die Technischen Richtlinien der FGW e. V. eingehalten und ist das Gutachten von einer nach DIN EN ISO/IEC 17025 akkreditierten Institution erstellt, gilt die Regelkonformität als gegeben. Maßgeblich ist die Technische Richtlinie für Windenergieanlagen Teil 6, Bestimmung von Windpotenzial und Energieerträgen, derzeit Revision 12 vom 28.11.2023, nach einer Übergangsfrist verbindlich seit dem 01.07.2024. Für die Nachprüfung im Betrieb tritt Teil 10, Bestimmung der Standortgüte nach Inbetriebnahme, hinzu, Revision 3 vom 20.12.2023.

Was inhaltlich in einem solchen Gutachten steht, welche Datengrundlagen zulässig sind und warum Institute regelmäßig zwei unabhängige Gutachten verlangen, behandelt der Beitrag Windgutachten. Für die Standortgüte kommt eine Pflicht hinzu, die nichts mit der Prognose zu tun hat: Nach Anlage 2 Nummer 7.3 EEG muss der Betreiber eine Datenhaltung organisieren, aus der die Betriebszustände der Anlage durch berechtigte Dritte ausgelesen werden können und die nachträglich nicht veränderbar ist. Ohne diese Daten lässt sich der Standortertrag nach fünf Jahren nicht belegen.

Die Nachprüfung im Betrieb

§ 36h Absatz 2 EEG ordnet an, dass der Gütefaktor mit Wirkung ab Beginn des sechsten, elften und sechzehnten auf die Inbetriebnahme folgenden Jahres neu berechnet wird, jeweils anhand des tatsächlichen Standortertrags der zurückliegenden fünf Betriebsjahre. Die Ermittlung findet also nach dem fünften, zehnten und fünfzehnten Betriebsjahr statt, die Rechtsfolge tritt im darauffolgenden Jahr ein.

• Erheblichkeitsschwelle. Angepasst wird erst, wenn der neu berechnete Gütefaktor um mehr als 2 Prozentpunkte vom zuletzt zugrunde gelegten abweicht. Kleinere Abweichungen bleiben folgenlos.
• Beide Richtungen. Die Korrektur wirkt nach oben wie nach unten. Ein Standort, der schlechter läuft als prognostiziert, erhält einen höheren anzulegenden Wert, ein besser laufender einen niedrigeren.
• Rückzahlung mit Zins. Ergibt die Neuberechnung, dass zu viel gezahlt wurde, hat der Netzbetreiber einen Rückzahlungsanspruch. Er ist mit einem Prozentpunkt über dem am ersten Tag des Überprüfungszeitraums geltenden Euro Interbank Offered Rate zu verzinsen.
• Nachweis als Anspruchsvoraussetzung. Nach § 36h Absatz 3 EEG entsteht der Zahlungsanspruch erst, wenn der Gütefaktor nachgewiesen ist; ab dem 65., dem 125. und dem 185. auf die Inbetriebnahme folgenden Monat gilt das für den jeweils neu ermittelten Faktor. Fehlt der Nachweis, fällt nicht nur die Anpassung aus, sondern die Zahlung selbst.

Wie sich der Gütefaktor über den Korrekturfaktor auf Erlös, Kapitaldienst und Deckungsgrad auswirkt, rechnet der Repowering-Wirtschaftlichkeitsrechner durch.

Warum das die Bank interessiert

Der Gütefaktor bestimmt den anzulegenden Wert und damit die Erlösseite, aus der der Kapitaldienst bedient wird. In einer cashflowbasierten Windparkfinanzierung ist er deshalb keine technische Randgröße, sondern eine der drei Stellschrauben der Rechnung, neben dem Ertrag in Megawattstunden und dem Zuschlagswert. Wie sich diese drei Größen zu einer Gesamtrechnung zusammensetzen, zeigt Wirtschaftlichkeit eines Windprojekts.

Zwei Wirkungen sind zu trennen. Vor der Finanzierungszusage entscheidet der prognostizierte Faktor über die Höhe des anzulegenden Werts und damit über die darstellbare Tilgungsstruktur. Im Betrieb kann die Nachprüfung diesen Wert dreimal verändern, und die Rückzahlung trifft das Projekt in einem einzelnen Jahr, während Zins und Tilgung unverändert weiterlaufen. Ein Modell, das über zwanzig Jahre mit einem konstanten anzulegenden Wert rechnet, blendet drei Korrekturzeitpunkte und einen möglichen verzinsten Rückzahlungsbetrag aus.

Welche Werte in der Praxis erreicht werden

Die Fachagentur Wind und Solar wertet die Gütefaktoren bezuschlagter Windenergieanlagen aus. In der Auswertung mit Stand Juni 2025, die 2.759 Anlagen mit Ausschreibungszuschlag bis einschließlich Gebotstermin Februar 2025 erfasst, lag das arithmetische Mittel bei 74 Prozent und der Median bei 73 Prozent. 68 Prozent der Anlagen lagen zwischen 65 und 85 Prozent, 13 Prozent darunter, 19 Prozent darüber. Die Länderspreizung ist erheblich: Schleswig-Holstein kommt auf 88 Prozent im Mittel, Niedersachsen auf 78 Prozent, Bayern auf 55 Prozent. Für die Südregion nennt die Auswertung 63 Prozent.

Ein bezuschlagter Standort liegt damit typischerweise deutlich unter dem Referenzstandort. Das ist der Normalfall des Modells, denn der Korrekturfaktor gleicht genau diese Lage aus. Eine gesetzliche oder von einer Institution veröffentlichte Untergrenze der Finanzierbarkeit gibt es dagegen nicht; wer eine solche Schwelle nennt, nennt eine Schätzung. Was ein Standort trägt, ergibt sich erst aus Ertrag, anzulegendem Wert, Investitions- und Betriebskosten und Kapitaldienst zusammen.

Was in die Unterlagen gehört

• Ertragsgutachten nach FGW TR 6 in der geltenden Revision, erstellt von einer nach DIN EN ISO/IEC 17025 akkreditierten Stelle
• Der Gütefaktor in Prozent, nicht nur der Standortertrag in Megawattstunden
• Anlagentyp mit Nabenhöhe und zugehöriger Referenzertrag, sonst ist der Faktor nicht nachvollziehbar
• Korrekturfaktor und daraus errechneter anzulegender Wert je Kilowattstunde
• Die Verlustannahmen der Prognose einzeln, vor allem Abschattung und genehmigungsrechtliche Auflagen
• Im Cashflow-Modell die drei Nachprüfungszeitpunkte als Szenario, einschließlich verzinster Rückzahlung

Welcher Zuschlagswert zuletzt erzielt wurde, zeigt die Übersicht der Gebotstermine seit 2025. Aus beiden Größen entsteht der anzulegende Wert.

Häufige Fragen