Förderung von Windenergieanlagen
Onshore-Wind in Deutschland wird primär über die EEG-Marktprämie gefördert. Zusätzlich gibt es KfW-Kredite, regionale Förderprogramme und steuerliche Vorteile. Übersicht der wichtigsten Instrumente 2026.
EEG-Marktprämie (Hauptinstrument)
- Teilnahme an Ausschreibung der Bundesnetzagentur (4 Termine pro Jahr)
- Zuschlag = anzulegender Wert (Förderzeit 20 Jahre nach Inbetriebnahme)
- Höchstwert 2026: 7,35 ct/kWh
- Marktprämie = anzulegender Wert minus Monatsmarktwert Wind
- Wegfall bei mehr als 4 Stunden negativen Strompreisen
- Mehr: EEG 2024 im Detail
Süd-Bonus
Für Standorte in BW, BY, HE, RP, SL: +0,30 ct/kWh auf den anzulegenden Wert. Soll regionale Verteilung der Wind-Anlagen fördern.
Schwachwind-Korrektur (Standortqualitätsfaktor)
Anlagen an windschwachen Standorten erhalten einen Korrektur-Faktor, der die Vergütung anhebt:
| Standortqualität | Faktor |
|---|---|
| 100 % (Referenz) | 1,00 |
| 90 % | 1,11 |
| 80 % | 1,29 |
| 70 % | 1,49 |
| 50 % | 2,07 (Untergrenze) |
Bewertung nach 5/10/15 Jahren — tatsächlicher Ertrag wird mit Referenz verglichen, Vergütung nachträglich angepasst.
KfW-Förderprogramme
- KfW-Programm 270 „Erneuerbare Energien Standard": Förderkredit bis 50 Mio. € pro Projekt, Zinssatz aktuell ab ca. 3,5 % p. a., Laufzeit bis 30 Jahre
- KfW-Programm 277 „Erneuerbare Energien Premium": Tilgungszuschüsse bei besonders innovativen Projekten
- Landesförderprogramme: BB, NDS, MV haben eigene Programme für Bürgerwind und Genossenschaften
Steuerliche Vorteile
- Investitionsabzugsbetrag (§ 7g EStG): 50 % der Investition vorab steuerlich geltend machen
- Sonderabschreibung (§ 7g Abs. 5 EStG): 20 % in den ersten 5 Jahren
- Gewerbesteuer: 70 % gehen an Standort-Gemeinde — wichtiger Akzeptanz-Faktor
Bürgerwind-Förderung (Länderebene)
Mecklenburg-Vorpommern (seit 2016), Brandenburg (seit 2024), NRW (ab 2025) — Pflicht zur Bürgerbeteiligung mit 20 % EK-Anteil zu Vorzugskonditionen. Erleichtert die Bank-Finanzierung und verbessert lokale Akzeptanz.
Das Ausschreibungsverfahren im Detail
Die Bundesnetzagentur führt die Ausschreibungen für Wind an Land nach § 28 ff. EEG 2024 in vier Terminen pro Jahr durch (1. Februar, 1. Mai, 1. August, 1. November). Wer teilnehmen will, benötigt eine Genehmigung nach BImSchG als Präqualifikationsvoraussetzung — ohne rechtskräftige Genehmigung ist ein Gebot formal unzulässig. Das Verfahren läuft pay-as-bid: Jeder Bieter erhält seinen eigenen Gebotswert, nicht den einheitlichen Höchstwert, solange der Gebotswert unter dem gesetzlichen Höchstwert liegt. Bei Unterzeichnung — also wenn weniger Gebote eingehen als ausgeschriebenes Volumen — werden praktisch alle formal zulässigen Gebote bezuschlagt, unabhängig vom Preis, bis zum Höchstwert. Das war 2023/24 bei mehreren Runden der Fall und hat die realisierte Förderquote spürbar erhöht.
Nach Zuschlag beginnt eine Realisierungsfrist von 30 Monaten (Verlängerung um bis zu 24 Monate bei Klageverfahren möglich). Wird die Anlage nicht fristgerecht in Betrieb genommen, verfällt ein Teil der Sicherheit — die sogenannte Pönale, gestaffelt nach Projektgröße, aktuell in der Praxis meist im Bereich von 10.000–15.000 €/MW.
Netzausbaugebiet und Süd-Quote
Zwei regionale Steuerungsinstrumente ergänzen die reguläre Ausschreibung. Das Netzausbaugebiet (Teile Schleswig-Holsteins, Niedersachsens, Mecklenburg- Vorpommerns) begrenzt die zubaufähige Leistung, um Netzengpässe nicht weiter zu verschärfen — hier ist die realisierbare Zubau-Menge pro Ausschreibungsrunde gedeckelt. Die Süd-Quote nach § 36h EEG reserviert umgekehrt einen Mindestanteil des Ausschreibungsvolumens für Süd-Standorte (BW, BY, HE, RP, SL), um die stark auf Norddeutschland konzentrierte Windenergie-Verteilung regional auszugleichen. Für Projektierer in Süddeutschland bedeutet das faktisch eine höhere Zuschlagswahrscheinlichkeit gegenüber der freien Konkurrenz mit Nordsee-nahen Standorten.
Innovationsausschreibung und Hybrid-Anlagen
Seit 2021 existiert eine separate Innovationsausschreibung für Anlagen- Kombinationen aus mindestens zwei Erneuerbaren-Technologien mit gemeinsamem Netzanschlusspunkt (z. B. Wind + Solar + Speicher). Ziel ist eine gleichmäßigere Einspeisung über den Tagesverlauf und eine bessere Netzanschluss-Auslastung. Der Zuschlag erfolgt technologieoffen nach Gebotspreis je kW kombinierter Leistung. Für Repowering-Standorte mit ohnehin vorhandenem, oft nicht voll ausgelastetem Netzanschluss kann eine nachträgliche Solar- oder Speicher-Ergänzung wirtschaftlich attraktiv sein — die Genehmigungshürden sind wegen der bestehenden Erschließung meist geringer als bei einem Solitär-Neubau.
Repowering und die besondere EEG-Behandlung
Repowering-Vorhaben nehmen formal wie Neubauten an der regulären Ausschreibung teil, es gibt keinen separaten Repowering-Fördertopf. Ein praktischer Vorteil besteht dennoch: Da die Standort-Windmessdaten der Altanlage häufig über Jahre vorliegen, lässt sich der Referenzertrag für den Standortqualitätsfaktor sehr belastbar berechnen — das senkt das Prognoserisiko im Ausschreibungsgebot gegenüber einem unbekannten Neubau-Standort.
Gebotswert-Strategie: Nicht immer zum Höchstwert bieten
Ein verbreitetes Missverständnis ist, dass jedes Gebot am gesetzlichen Höchstwert von 7,35 ct/kWh eingereicht werden sollte. Tatsächlich verringert ein niedrigerer Gebotswert bei Überzeichnung der Ausschreibungsrunde das Zuschlagsrisiko, weil im Windenergie-Segment grundsätzlich die günstigsten Gebote zuerst bezuschlagt werden, bis das Ausschreibungsvolumen erreicht ist. Projektierer mit sehr windhöffigen Standorten und entsprechend niedrigem LCOE können sich daher bewusst unter den Höchstwert positionieren, um die Zuschlagswahrscheinlichkeit zu erhöhen — ein Trade-off zwischen Vergütungshöhe und Realisierungssicherheit, der projekt- individuell mit einer LCOE-Kalkulation unterlegt werden sollte, siehe LCOE-Berechnung. In unterzeichneten Runden mit wenig Wettbewerb verschiebt sich diese Abwägung wieder zugunsten des Höchstgebots, da praktisch jedes formal zulässige Gebot einen Zuschlag erhält.
Ausschreibungs-Gebotsstrategie prüfen lassen?
Wir vermitteln dich an einen EEG-Ausschreibungs-Berater — Gebotswert-Kalkulation, Pönale-Risiko- Einschätzung und Fristen-Monitoring für die Realisierungsphase.
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Wir vermitteln dich an eine spezialisierte Förder-Beratung + KfW-Antragsteller. Optimale Förder-Kombination + Steuer-Optimierung.
Anfrage stellenHäufige Fragen
Was passiert nach Ablauf der 20 Jahre EEG?
Förderung endet. Vermarktung über PPA, Spotmarkt-Direktvermarktung, Eigenversorgung oder neuer EEG-Zuschlag (bei Repowering).
Können wir Repowering mit Förderung kombinieren?
Ja — Repowering läuft wie Neubau im EEG-Verfahren. Plus mögliche KfW-Förderung. Ausführlich: Repowering und EEG.
Gibt es noch ein Investitionszuschuss?
Auf Bundesebene nein. Einzelne Bundesländer (vor allem Norddeutschland) haben gelegentlich Förderprogramme für Bürgerwind oder Genossenschaften — temporär und budgetbegrenzt.
Was passiert, wenn die Realisierungsfrist von 30 Monaten überschritten wird?
Der Zuschlag verfällt anteilig, und ein Teil der hinterlegten Sicherheit wird als Pönale einbehalten. Bei rechtshängigen Klageverfahren gegen die Genehmigung verlängert sich die Frist nach § 36e EEG um bis zu 24 Monate — ein wichtiger Grund, den Genehmigungsstand vor Gebotsabgabe realistisch einzuschätzen.
Lohnt sich ein Gebot in der Innovationsausschreibung für ein reines Wind-Repowering?
Nur, wenn tatsächlich eine zweite Technologie (meist Solar oder Speicher) am gleichen Netzanschlusspunkt hinzukommt. Für ein isoliertes Wind-Repowering ohne Hybrid-Komponente ist die reguläre Wind-Ausschreibung der richtige Weg.