Ausschreibung Wind an Land zum 1. November 2026: die letzte Runde nach EEG 2023

Die Runde zum 1. November 2026 in Zahlen

Der Gebotstermin steht im Gesetz, das Fristende nicht: § 28 Abs. 1 EEG setzt für Wind an Land jedes Jahr den 1. Februar, 1. Mai, 1. August und 1. November, und weil der 1. November 2026 ein Sonntag ist, hat die Bundesnetzagentur das Fristende nach §§ 188, 193 BGB auf Montag, den 2. November, gelegt. Bieten darf nur, wer seine Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) vier Wochen vor dem Gebotstermin hatte und die Anlagen bis dahin als genehmigt im Marktstammdatenregister gemeldet war (§ 36 Abs. 1 EEG); die Behörde nennt dafür den 5. Oktober 2026.

Das Volumen von 2.495.009 Kilowatt hat die Bundesnetzagentur nicht nach § 28 Abs. 6 EEG gekürzt. Sie hätte es gedurft, wenn eine Gebotsmenge unter dem Volumen zu erwarten gewesen wäre, und dafür spricht nichts: Der BDEW zählt die Augustrunde als neunte überzeichnete in Folge.

Die Zuschlagswerte fallen, weil zu viele genehmigte Projekte um zu wenig Volumen bieten. „Trotz rückläufiger Gebotsmenge war auch diese Ausschreibung erneut deutlich überzeichnet“, sagte Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur, im September. Die meisten Zuschläge gingen im August nach Niedersachsen (836 MW), Nordrhein-Westfalen (430 MW) und Rheinland-Pfalz (336 MW). Für den November rechnet der Bundesverband WindEnergie (BWE) mit besonders hoher Beteiligung, weil viele Bieter sie als letzte Runde ohne Differenzvertrag sehen.

Was bis Montag, 24 Uhr, feststehen muss

Fünf Tage vor Fristende entscheidet die Form, ob ein Gebot überhaupt in die Wertung kommt. Im November 2025 schloss die Bundesnetzagentur 37 von 905 Geboten aus, im August 2026 17 von 461, und ein Ausschluss jetzt kostet eine Runde, die es nach dem EEG 2023 nicht mehr gibt.

Gezählt wird der Eingang am Bonner Standort, nicht der Poststempel; die Pforte im Tulpenfeld 4 nimmt Gebote am 2. November bis 24 Uhr an. Die Bundesnetzagentur verlangt die Formulare genau dieses Termins, am Computer ausgefüllt, handschriftliche Felder sind nicht zulässig. Kopien der Genehmigung, Auszüge aus dem Marktstammdatenregister, Katasterauszüge oder Gesellschaftsverträge braucht sie nicht.

• Die Sicherheit beträgt 30 Euro je Kilowatt Gebotsmenge (§ 36a EEG), bei 20 Megawatt also 600.000 Euro. Sie ist entweder eine Bürgschaft auf erstes Anfordern, ausgestellt zugunsten des Übertragungsnetzbetreibers und bei der Bundesnetzagentur eingereicht, oder eine Zahlung auf das Verwahrkonto der Bundesnetzagentur (§ 31 Abs. 3); für jedes Gebot ist eine eigene Bürgschaft nötig.
• Sicherheit und Gebühr müssen bis zum Fristende vollständig geleistet und dem Gebot eindeutig zugeordnet sein (§ 31 Abs. 2, § 33 Abs. 1 Nr. 3 und Satz 2); das Gesetz spricht vom Gebotstermin, und der verschiebt sich hier mit auf Montag. Die Höhe der Gebühr und den Zahlungsweg nennen die Hinweise zur Gebotsabgabe der Bundesnetzagentur. Eine Barsicherheit oder Gebühr, die erst am Montag überwiesen wird, ist womöglich nicht rechtzeitig gutgeschrieben.
• Ein Gebot über dem Höchstwert von 7,25 Cent oder mit Bedingungen und Nebenabreden schließt die Behörde aus (§ 33 Abs. 1 Nr. 4 und 5).
• Zurücknehmen lässt sich ein Gebot bis zum Fristende, schriftlich und eindeutig zugeordnet; danach ist der Bieter gebunden, bis ihm die Bundesnetzagentur mitteilt, dass er keinen Zuschlag bekommen hat (§ 30a Abs. 3 und 4).

Bei Stadtwerken kann die Bürgschaft bei der Treasury oder bei der Hausbank einer Projektgesellschaft liegen, die Formulare beim Projektentwickler. Liegt beides am Freitag noch nicht nebeneinander, sollte der Kurier am Montagvormittag fahren und nicht am Abend, damit Zeit bleibt, ein fehlendes Formular nachzureichen.

Klärfall 1: Kommt der Zuschlag noch 2026?

Die Europäische Kommission hat die Förderung nach dem EEG 2023 bis zum 31. Dezember 2026 genehmigt (Beihilfeverfahren SA.102084). Der BWE leitet daraus in seiner Stellungnahme zum EEG 2027 vom 24. September ab, dass die Zuschläge dieser Runde noch 2026 bekanntgegeben werden müssen: Der Zahlungsanspruch entstehe erst mit dem Zuschlagsbescheid an den Bieter (§ 35 Abs. 3), den die Bundesnetzagentur nach seinen Angaben zeitnah zur Veröffentlichung zustellt, und die neue Genehmigung für das EEG 2027 werde sich „nicht ohne Weiteres“ auf die Novemberrunde beziehen.

Eine Frist für die Bekanntgabe kennt das EEG nicht. § 35 Abs. 1 sagt nur, dass die Bundesnetzagentur die Zuschläge im Internet veröffentlicht, und nach Abs. 2 gelten sie eine Woche später als bekanntgegeben; erfolgreiche Bieter unterrichtet sie nach Abs. 3 „unverzüglich“. Die letzten Runden zeigen die Spanne: Im August vergingen vom Fristende bis zur Veröffentlichung 45 Tage, im November 2025 waren es 66. Mit dem Augusttempo würde die Bundesnetzagentur um den 17. Dezember veröffentlichen, und die Zuschläge gälten um den 24. Dezember als bekanntgegeben; mit dem Tempo des Vorjahres läge schon die Veröffentlichung in der ersten Januarwoche 2027. Eine Runde mit mehr Geboten verlangt eher mehr Prüfzeit.

Der BWE fordert deshalb im EEG 2027 eine Übergangsregel, die die Zuschläge der Novemberrunde auch dann abdeckt, wenn sie erst 2027 erteilt werden, und allgemein eine gesetzliche Frist von 30 Tagen für die Bekanntgabe. Ob der Bundestag das aufnimmt, ist offen. Die abschließenden Lesungen werden für die Woche vom 9. bis 13. November erwartet, der Bundesrat für den 20. November (Bundesverband Erneuerbare Energie, BEE, laut Solarserver vom 16. Oktober). Für die Planung heißt das, zwei Fälle zu rechnen: einen Zuschlag im Dezember mit EEG-2023-Förderung, und einen Zuschlag im Januar, bei dem bis zu einer Übergangsregel oder einer Entscheidung der Kommission offen ist, ob die Marktprämie beihilferechtlich gedeckt ist.

Klärfall 2: EEG 2023 statt Differenzvertrag

Kommt der Zuschlag, soll für ihn das Recht des Gebotstermins gelten. So sieht es § 100 Abs. 1 Nr. 1b des Regierungsentwurfs (BT-Drucksache 21/7867) vor; die Begründung, die der BWE zitiert, nennt das sachgerecht, „weil die Bieter ihre Angebote auf der Grundlage dieser Rechtslage erstellen“. Ein Windpark aus dieser Runde bekäme die einseitige Marktprämie des EEG 2023 für 20 Jahre und müsste in Jahren mit hohen Marktwerten nichts zurückzahlen, anders als Projekte, die ab 2027 unter den zweiseitigen Differenzvertrag des EEG 2027 fallen.

Ein Risiko bleibt auch im alten Recht. Nach § 51 Abs. 1 EEG sinkt der anzulegende Wert für jeden Zeitraum mit negativem Spotmarktpreis auf null, und das trifft Windparks, die nachts und an windigen Feiertagen einspeisen, in genau den Stunden, in denen viele andere Anlagen auch laufen.

Zwei Regeln des Entwurfs betreffen diese Runde dagegen nicht oder nur am Rand. Der Pachtdeckel (§ 36d EEG-Entwurf), der Pachtentgelte auf 3,5 Prozent des Produkts aus Standortertrag und anzulegendem Wert begrenzen soll, gilt erst für Zuschlagswerte aus Ausschreibungen ab 2028. Und wer später die Leistung um mehr als 15 Prozent erhöht, gibt nach Inbetriebnahme ein Zusatzgebot nach § 36j ab; ob das dann noch im alten Recht läuft, regelt der Entwurf nicht ausdrücklich, und der BWE fordert eine solche Klarstellung.

Klärfall 3: der Gebotstermin als Investitionsentscheidung nach AgNes

Auf der Seite des Gebotstermins verweist die Bundesnetzagentur selbst auf ihren Festlegungsentwurf zur allgemeinen Netzentgeltsystematik (AgNes) vom 6. August 2026, weil Bieter danach gefragt haben. Der Entwurf führt ab 2029 ein Einspeiseentgelt für Erzeugungsanlagen über 30 Kilowatt ein, dessen Höhe die Übertragungsnetzbetreiber erst 2028 festlegen. Nummer 17.4 des Entwurfs nimmt Anlagen 20 Jahre davon aus, wenn ihre endgültige Investitionsentscheidung vor der Bekanntgabe der Festlegung fiel (geplant für den 1. Januar 2027) und sie bis 4. August 2029 in Betrieb gehen.

Bei Ausschreibungen mit Realisierungspflicht und Pönale gilt nach Satz 3 dieser Nummer der Gebotstermin als Datum der Investitionsentscheidung, weil das Gebot danach nicht mehr zurückgenommen werden kann; eine längere Realisierungsfrist schadet nach Satz 4 nicht, ein Windpark aus dieser Runde darf also auch nach dem 4. August 2029 in Betrieb gehen, solange er innerhalb der Realisierungsfrist des § 36e einschließlich einer Verlängerung in Betrieb geht. Ein Gebot zum 1. November 2026 läge damit vor dem Stichtag, ein Gebot zum 1. Februar 2027 danach. Den Nachweis verlangt der Entwurf bis 31. März 2027 beim zuständigen Netzbetreiber. Beschlossen ist AgNes nicht, und Wortlaut und Stichtag können sich bis zur Festlegung ändern. Was die Netzentgeltreform AgNes sonst für Erzeuger und Speicher vorsieht, steht im eigenen Beitrag.

Rückfallwege, wenn kein Zuschlag kommt

Bei mehr als doppelter Überzeichnung bekommt rund die Hälfte der Gebotsmenge keinen Zuschlag, und für diese Projekte gibt es keine fünfte Runde nach altem Recht. Nach dem Regierungsentwurf finden 2027 reguläre Termine am 1. Februar, 1. Mai und 1. November statt, dazu eine Resilienzausschreibung für Wind an Land mit 3.500 Megawatt am 1. August 2027, ein eigenes Segment mit zusätzlichen Anforderungen an Lieferketten aus der europäischen Netto-Null-Industrie-Verordnung, (§ 28 und § 28e EEG-Entwurf, nach der BWE-Stellungnahme). Alle stehen unter dem Vorbehalt, dass das EEG 2027 rechtzeitig in Kraft tritt und die Kommission es genehmigt.

Das erste, was ein Projekt ohne Zuschlag braucht, ist eine neue Rechnung, denn ein Gebotswert unter Marktprämienlogik passt nicht auf einen Vertrag, der in guten Jahren Geld zurückverlangt. Das zweite ist die Genehmigung: Sie erlischt, wenn innerhalb der von der Behörde gesetzten Frist nicht mit dem Bau begonnen wird (§ 18 Abs. 1 Nr. 1 BImSchG), und eine Verlängerung muss vorher beantragt werden. Die Sicherheit gibt die Bundesnetzagentur nach Veröffentlichung der Ergebnisse frei, die Auszahlung durch die Bundeskasse dauert nach ihren Angaben regelmäßig bis zu sechs Wochen. Wer eine Barsicherheit gestellt hat, plant das Geld also nicht vor Februar 2027 wieder ein.

Daneben gibt es den Weg ganz aus der Förderung: Strom aus einer Anlage ohne Zuschlag lässt sich in der sonstigen Direktvermarktung über einen Liefervertrag (PPA) verkaufen (§ 21a EEG). Ohne Marktprämie trägt dann der Liefervertrag allein die Finanzierung, und der Abnehmer übernimmt das Erzeugungsprofil eines einzelnen Windparks, ohne Ausgleich durch Solar oder andere Standorte.

Nach dem Zuschlag: 30, 36 und 18 Monate

Mit der Bekanntgabe des Zuschlags beginnen zwei Uhren. Nach 36 Monaten erlischt der Zuschlag für jede Anlage, die bis dahin nicht in Betrieb ist (§ 36e Abs. 1 EEG). Die Pönale greift schon früher: Für Leistung, die nicht innerhalb von 30 Monaten läuft, zahlt der Bieter an den Übertragungsnetzbetreiber 10 Euro je Kilowatt, nach 32 Monaten 20 Euro und nach 34 Monaten 30 Euro (§ 55 Abs. 1). Bei 20 Megawatt, die nach 34 Monaten noch nicht in Betrieb sind, sind das 600.000 Euro, also genau die hinterlegte Sicherheit.

Auf Antrag vor Ablauf der 36 Monate verlängert die Bundesnetzagentur die Frist, wenn nach der Gebotsabgabe ein Dritter einen Rechtsbehelf gegen die Genehmigung eingelegt hat oder über das Vermögen des Herstellers des Generators oder eines anderen wesentlichen Bestandteils das Insolvenzverfahren eröffnet wurde, zusammen höchstens um 18 Monate (§ 36e Abs. 2 und 3). Der Förderzeitraum beginnt in diesem Fall trotzdem spätestens 30 Monate nach Bekanntgabe (§ 36i), eine Verlängerung kostet also Förderjahre. Der BWE hält 36 Monate für zu kurz, weil Netztechnik meist erst nach dem Zuschlag verbindlich bestellt werden kann und Netzanschlüsse sich verzögern, und fordert 42 Monate für Realisierung und Pönale; im Entwurf zum EEG 2027 steht das bisher nicht.

Was Direktvermarkter jetzt vorbereiten

Die Marktprämie gibt es nur für direkt vermarkteten Strom (§ 20 EEG), in der Praxis meist über einen Direktvermarkter, und Finanzierung und Turbinenkauf stellen Projektierer nach Angaben des BWE erst nach dem Zuschlag scharf. Für Direktvermarkter im Haus eines Versorgers heißt das, dass zwischen Mitte Dezember und Mitte Januar Angebote für Projekte gefragt sind, die bis dahin nur als Gebotsnummer existierten.

Bei Zuschlagswerten wie im August, zwischen 4,49 und 4,98 Cent, entscheidet die Behandlung der negativen Stunden über die Marge. Weil § 51 den anzulegenden Wert dort auf null setzt, trägt der Anlagenbetreiber das Risiko, und ein Vermarktungsvertrag muss klären, wer in diesen Stunden abregelt, wer die Ausgleichsenergie zahlt und wie die Prognose für einen Park ohne Betriebshistorie entsteht. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht mit den Ergebnissen Bieter, Standort und Zuschlagsmenge (§ 35 Abs. 1 Nr. 2); ein Direktvermarkter, der die Liste am Tag der Veröffentlichung gegen seine Kontakte abgleicht, ist beim Projektierer früher am Tisch als einer, der auf Anfragen wartet.

Für einen Versorger, der beide Rollen hat, eigene Windparks und eine Vermarktungseinheit, lohnt es sich, den internen Vertrag schon jetzt zu entwerfen. Sonst wartet das eigene Projekt im Januar auf die eigene Abteilung.

Was gilt, wenn die Frist verpasst wird

Ein Gebot, das nach dem 2. November 2026 in Bonn eingeht, öffnet die Bundesnetzagentur nicht (§ 30a Abs. 2, § 32 Abs. 1 Satz 2 EEG), und ein Gebot ohne vollständig geleistete Gebühr oder Sicherheit schließt sie aus (§ 33 Abs. 1 Nr. 3). Ein Bußgeld sieht das EEG dafür nicht vor; weil es die letzte Runde nach dem EEG 2023 ist, führt der nächste Versuch aber ins EEG 2027.

Was Stadtwerke mit Windprojekten jetzt tun sollten

Bis Montag zählt nur die Vollständigkeit des Gebots, danach die Planung für zwei Ausgänge. Die Reihenfolge ergibt sich aus den Terminen.

Die nächsten Wochen

1. Bis Freitag, 30. Oktober: Gebot gegen § 33 prüfen

   Formular dieses Termins, Gebotswert höchstens 7,25 Cent, keine Bedingungen, Sicherheit je Gebot gestellt und mit Gebotsnummer bezeichnet, Gebühr bezahlt.

2. Montag, 2. November: Abgabe vormittags

   Die Pforte nimmt bis 24 Uhr an; ein Kurier am Vormittag lässt Zeit, falls ein Formular fehlt.

3. Bis Ende November: zwei Rechnungen

   Für jedes Projekt den Fall mit Zuschlag nach EEG 2023 und den Fall eines Gebots im Februar 2027 unter Differenzvertrag rechnen, mit und ohne Einspeiseentgelt nach AgNes. Den für Mitte November erwarteten Beschluss des Bundestags zum EEG 2027 darauf prüfen, ob er eine Übergangsregel für die Novemberzuschläge enthält.

4. Dezember: Vermarktung und Finanzierung bereitlegen

   Direktvermarktungsangebot, Turbinenvertrag und Kreditunterlagen so vorbereiten, dass sie am Tag des Zuschlags unterschrieben werden können.

5. Bis 31. März 2027: AgNes-Nachweis

   Wird die Festlegung wie im Entwurf beschlossen, dem Netzbetreiber den Gebotstermin als Investitionsentscheidung nachweisen. Ein Stadtwerk, das zugleich Netzbetreiber ist, legt fest, wer in welcher Rolle den Nachweis stellt und wer ihn prüft.

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