Repowering-Förderung im EEG 2024
Repowering-Anlagen werden im EEG 2024 wie Neubau-Anlagen behandelt — sie müssen an einer Ausschreibung der Bundesnetzagentur erfolgreich teilnehmen, um die 20-jährige Marktprämie zu erhalten. Einen früher diskutierten Repowering-Bonus gibt es nicht.
Wie funktioniert die Förderung?
- BImSchG-Genehmigung für die neuen Anlagen erforderlich
- Teilnahme an einer BNetzA-Ausschreibung (4 Termine pro Jahr)
- Erfolgreiches Gebot unter dem Höchstwert (2026: 7,35 ct/kWh)
- Zuschlag = anzulegender Wert für 20 Jahre nach Inbetriebnahme
- Inbetriebnahme binnen 30 Monaten nach Zuschlag (sonst Strafzahlung)
- Vermarktung über Direktvermarkter + Marktprämie vom Übertragungsnetzbetreiber
Der „anzulegende Wert" — die Schlüsselzahl
Der anzulegende Wert ist der Bieter-spezifische Vergütungssatz, der für die nächsten 20 Jahre garantiert ist. Aktuelle Zuschläge 2026 liegen häufig nahe am Höchstwert von 7,35 ct/kWh (was hohe Wettbewerbsdichte zeigt).
Die Marktprämie ist die Differenz zum monatlichen Marktwert:
Marktprämie = anzulegender Wert − Monatsmarktwert Wind
Bonus-System
| Bonus | Wert | Wann |
|---|---|---|
| Süd-Bonus | +0,30 ct/kWh | Anlagen in BW, BY, HE, RP, SL |
| Schwachwind-Korrektur | variabel | Bei Standortqualitätsfaktor < 70 % des Referenzstandorts |
| Bürgerwind-Beteiligung | nicht im EEG | Landesgesetze MV, BB, NRW (ab 2025) |
| Repowering-Bonus | nicht mehr vorhanden | Wurde 2017 abgeschafft |
Schwachwind-Korrektur
Anlagen an windschwachen Standorten erhalten einen Korrektur-Faktor, der die Vergütung gegenüber dem Norddeutschland-Standard anhebt. Damit werden Süd-Standorte mit schwächerer Windhöffigkeit ebenfalls wirtschaftlich:
| Standortqualitätsfaktor | Korrektur-Faktor |
|---|---|
| ≥ 100 % (Referenz-Standort) | 1,00 (Standard) |
| 90 % | 1,11 |
| 80 % | 1,29 |
| 70 % | 1,49 |
| 60 % | 1,77 |
| 50 % | 2,07 (Untergrenze) |
Der Standortqualitätsfaktor wird nach 5 + 10 + 15 Jahren ermittelt — der tatsächlich erzielte Ertrag wird mit dem Referenz-Standort verglichen, der Vergütungssatz nachträglich angepasst.
Die 30-Monats-Frist nach Zuschlag
- Maximal 30 Monate vom Zuschlag bis zur Inbetriebnahme
- Bei Verzug: Strafzahlung 10 €/kW
- Bei Nicht-Inbetriebnahme: Verfall des Zuschlags + zusätzliche Strafzahlung
- Verlängerung um 6 Monate möglich bei nachweislich unverschuldeten Lieferengpässen (häufig in 2024–2026 wegen Hersteller-Engpässen)
EEG-Förderung Repowering — Förderweg, Bonus-System und Schwachwind-Korrekturfaktoren
Repowering ohne EEG (PPA / Eigenversorgung)
Alternative zur EEG-Förderung:
- PPA mit Industriekunde: 10–15 Jahre Festpreis, oft 50–65 €/MWh — in Top-Standorten wirtschaftlich
- Eigenversorgung: bei Standortnähe zu Industrie-Verbraucher direkter Strom-Liefervertrag
- Spotmarkt-Direktvermarktung: variabel, aktuell Durchschnitt 40–80 €/MWh — riskanter
Vorteil: keine Ausschreibungs-Bürokratie, freie Inbetriebnahme-Zeit, längere Laufzeit möglich. Nachteil: kein Festpreis-Sicherheit, schwerer für die Bank-Finanzierung.
Höchstwert, Degression und Ausschreibungsvolumen
Der Höchstwert begrenzt das zulässige Gebot nach oben. Für Wind an Land nennt § 36b EEG einen gesetzlichen Ausgangswert; die Bundesnetzagentur kann ihn per Festlegung anheben, was in den letzten Runden mehrfach geschah, um die Ausschreibungen angesichts gestiegener Anlagenpreise nicht zu unterzeichnen. Das jährliche Ausschreibungsvolumen ergibt sich aus dem im EEG 2023/2024 verankerten Ausbaupfad hin zu 115 GW Onshore-Leistung bis 2030. Für Bieter folgt daraus eine einfache Logik: Solange die Runden unterzeichnet sind, erhält praktisch jedes formal gültige Gebot einen Zuschlag nahe dem Höchstwert; sobald sie überzeichnet werden, entscheidet der Gebotspreis. Die grundlegende Förderlogik steht auch auf der Seite EEG 2024.
Das Referenzertragsmodell — warum der Süden mithält
Das einstufige Referenzertragsmodell (Anlage 3 zum EEG) sorgt dafür, dass windschwächere Standorte nicht chancenlos gegen die Küste bieten. Der Gütefaktor eines Standorts wird als Verhältnis des tatsächlichen zum Referenzertrag bestimmt; über die Korrekturfaktoren (Tabelle oben) wird der Zuschlagswert an die Standortqualität angepasst. Zusätzlich hebt der Süd-Bonus von 0,30 ct/kWh Anlagen in Baden-Württemberg, Bayern, Hessen, Rheinland-Pfalz und dem Saarland an. Für Süd-Repowering bedeutet das: Ein an sich schwächerer Standort kann nach Korrektur eine auskömmliche Vergütung erreichen — vorausgesetzt, der Anlagentyp ist auf Schwachwind ausgelegt. Ertrag und Volllaststunden lassen sich vorab mit dem Repowering-Ertragsrechner und dem LCOE-Rechner abschätzen.
Bankfähigkeit: warum viele Projekte trotzdem in die Ausschreibung gehen
Ein PPA kann höhere Erlöse bringen als der anzulegende Wert, doch die 20-jährige Marktprämie liefert eine gesetzlich garantierte Untergrenze für den Cashflow. Genau diese Planbarkeit senkt die Finanzierungskosten: Banken bewerten das Projektrisiko niedriger, akzeptieren höhere Fremdkapitalquoten und längere Tilgungszeiträume. Reine PPA-Projekte sind bankfähig, verlangen aber meist einen bonitätsstarken Abnehmer mit langfristigem Vertrag. In der Praxis kombinieren viele Vorhaben beides — EEG-Marktprämie als Absicherung, PPA oder Spotvermarktung als Ertragschance. Der zeitliche Ablauf von Genehmigung, Gebot und Bau ist auf der Seite Ablauf dargestellt.
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Anfrage stellenHäufige Fragen
Was passiert, wenn das Gebot über dem Höchstwert liegt?
Ungültig — Ausschluss aus dem Termin. Teilnahme am nächsten Termin möglich. Seit 2023 sind die Zuschlagswerte sehr nahe am Höchstwert, also Wettbewerbsdichte hoch.
Können wir mehrere Anlagen mit verschiedenen Geboten einreichen?
Ja — jeder Anlagenstandort kann separat geboten werden. Bei Park-Konfiguration wird meist das gesamte Projekt mit einem Gebot eingereicht, manchmal aber auch anlagenscharf gestaffelt.
Wann beginnt die 20-Jahre-Förderzeit?
Mit Inbetriebnahme (erste Stromeinspeisung). Bei Repowering also typisch 2–3 Jahre nach BImSchG-Antrag.
Was passiert nach 20 Jahren?
EEG-Förderung endet — der Strom wird zum Spot-Marktpreis vermarktet oder über neuen PPA. In 2046 (Beispiel: heute repowernde Anlage) wird Strommarkt-Lage entsprechend offen sein.
Wird der Standortqualitätsfaktor rückwirkend neu berechnet?
Ja, und das ist ein oft übersehener Punkt: Der tatsächlich erzielte Ertrag wird nach 5, 10 und 15 Betriebsjahren mit dem Referenzertrag verglichen, und der Vergütungssatz wird entsprechend angepasst. Läuft die Anlage besser als der Referenzstandort, sinkt die Vergütung in den Folgejahren; läuft sie schlechter, steigt sie. Diese nachträgliche Korrektur sollte in der Finanzierungsplanung als Bandbreite und nicht als fixer Wert für die gesamte Laufzeit eingerechnet werden.