Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat am Donnerstag, den 25.06.2026, die Ergebnisse der EEG-Ausschreibung für Windenergie an Land zum Gebotstermin 1. Mai 2026 bekanntgegeben. Nach vorläufigen Zahlen erhielten 270 Gebote einen Zuschlag mit einer Zuschlagsmenge von insgesamt 2.499 Megawatt (MW), bei einem ausgeschriebenen Volumen von 2.495 MW. Die eingereichte Gebotsmenge lag bei 6.409 MW verteilt auf 628 Gebote. Im Vergleich mit der Gebotsmenge aus der Februarausschreibung 2026 mit 7.858 MW verteilt auf 924 Gebote zeigt sich ein weiterhin hohes Interesse. Damit handelt es sich um die achte Ausschreibungsrunde für Windenergie an Land mit Überzeichnung in Folge.
Durch den hohen Wettbewerb in den Ausschreibungen verringerte sich der durchschnittliche mengengewichtete Zuschlagswert nochmals deutlich – von 6,83 ct/kWh (Mai 2025) über 6,57 ct/kWh (August 2025), 6,06 ct/kWh (November 2025) und 5,54 ct/kWh (Februar 26) auf nunmehr 5,06 ct/kWh. Der von der Bundesnetzagentur am 12. Dezember 2025 festgelegte Höchstwert für die Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land im Jahr 2026 liegt bei 7,25 ct/kWh. Damit ist der Zuschlagswert innerhalb der letzten fünf Ausschreibungsrunden um 1,77 ct/kWh gesunken. Das niedrigste noch bezuschlagte Gebot lag bei nur 4,4 ct/kWh - die Windbranche kommt also ihrem Auftrag nach, einen Beitrag zur Kostendämpfung der Energiewende zu leisten.
Weitere Ausbaubeschleunigung für Zielerreichung notwendig
Seit Jahresbeginn wurden rund 2,1 Gigawatt (GW) neue Windenergieleistung an Land installiert. Mit einer derzeit installierten Gesamtleistung von etwa 70 GW bleibt Deutschland jedoch deutlich hinter dem Ausbauziel von 84 GW bis Ende 2026 zurück. Es bedarf umgehend zusätzlicher Ausschreibungsvolumina, um die große Menge bereits genehmigter Windenergieanlangen zeitnah installieren zu können.
Mit dem Klimaschutzprogramm hat die Bundesregierung zahlreiche kurzfristig wirksame Klimaschutzmaßnahmen auf den Weg gebracht. Besonders hervorzuheben sind die geplanten zusätzlichen Ausschreibungsvolumina von insgesamt 12 Gigawatt für Windenergie an Land, die auf die kommenden Ausschreibungsjahre verteilt werden sollen. Damit kann die umfangreiche Pipeline bereits genehmigter Windenergieprojekte zügig realisiert und der Ausbau wieder näher an den erforderlichen Zielpfad herangeführt werden.
Die regionale Verteilung der Zuschlagsmengen bestätigt erneut die bekannten Muster aus vergangenen Ausschreibungsrunden: Niedersachsen nimmt im Bundesländervergleich erneut die Spitzenposition ein, gefolgt von Brandenburg und Nordrhein-Westfalen. Weiterhin verzeichnen Windenergieanlagen an Südstandorten ein vergleichsweises geringes Zuschlagsvolumen. Um den Windenergieausbau in Süddeutschland zu stärken und einen ausgewogeneren Ausbau in ganz Deutschland zu unterstützen, sollte aus Sicht des BDEW eine temporäre Südquote in den regulären EEG-Ausschreibungen eingeführt werden. Beispielsweise könnten 30 % des jährlichen Ausschreibungsvolumens für Projekte in der Südregion reserviert werden. Nicht ausgeschöpfte Mengen würden innerhalb derselben Ausschreibungsrunde in das reguläre, standortunabhängige Ausschreibungsvolumen übergehen. So kann der Ausbau in Süddeutschland gezielt beschleunigt werden, ohne die Effizienz des wettbewerblichen Ausschreibungssystems zu beeinträchtigen.
Drängende Themen für eine anhaltende Beschleunigung beim Ausbau der Windenergie an Land:
Windenergie an Land: Schlüssel für Versorgungssicherheit, Wettbewerbsfähigkeit und Systemstabilität
Die geopolitischen Umbrüche der vergangenen Jahre zeigen, wie unmittelbar Konflikte auf Energiepreise, Lieferketten und Versorgungssicherheit wirken. Eine sichere, resiliente und bezahlbare Energieversorgung ist daher Voraussetzung für wirtschaftliche Stärke, industrielle Wettbewerbsfähigkeit und politische Souveränität. Zugleich wurde deutlich, wie anfällig importabhängige fossile Energiesysteme für Preisschwankungen und geopolitische Einflussnahmen sind. Energiepolitik ist deshalb auch Sicherheitspolitik.
Vor diesem Hintergrund ist der Ausbau Erneuerbarer Energien in Deutschland und Europa weit mehr als Klimaschutz: Er stärkt Versorgungssicherheit, Krisenfestigkeit und reduziert außenwirtschaftliche Abhängigkeiten. Dabei kommt der Windenergie an Land eine zentrale Rolle zu. Erforderlich sind eine möglichst gleichmäßig räumliche Verteilung des Ausbaus auf die Bundesländer, um die Systemstabilität zu gewährleisten, sowie der weitere Ausbau der Interkonnektoren, damit Strom europaweit transportiert und die Vorteile des europäischen Strombinnenmarkts genutzt werden können.
Eine beschleunigte Elektrifizierung in Verkehr, Gebäuden und Industrie steigert die Effizienz, senkt Primärenergiebedarf und CO2-Emissionen und reduziert zugleich fossile Importe in Milliardenhöhe. Das Festhalten am 80-Prozent-Ziel bis 2030 sowie die Fortführung der Ausbaupfade für Windenergie und Photovoltaik bis 2032 im Rahmen der laufenden EEG-Novelle schaffen die notwendige Planungssicherheit für langfristige Investitionen. Klare und verlässliche politische Rahmenbedingungen verhindern Investitionszurückhaltung und stärken einen zentralen Wirtschaftszweig sowie seine Zulieferindustrien in Deutschland und Europa.
Positive Zubau-Entwicklung durch sicheren Erneuerbare-Energien-Investitionsrahmen fortsetzen
Das derzeitige Förderinstrument für Windenergieanlagen an Land nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) 2023 ist durch die Europäische Kommission beihilferechtlich bis zum 31. Dezember 2026 genehmigt (s. Genehmigung, Punkt 2.6. Duration of the support Rn. 211 auf Seite 56). Um den positiven Trend bei den Ausschreibungsrunden für Windenergieanlagen an Land weiter aufrechtzuerhalten, ist es entscheidend, dass der zukünftige Investitionsrahmen für Erneuerbare Energien ohne Fadenriss integriert und etabliert werden kann. Daher muss nun die laufende Novelle des EEG zügig abgeschlossen werden, damit die Europäische Kommission die beihilferechtliche Prüfung starten und noch im Jahr 2026 abschließen kann.
Netzausbaubeschleunigung auf der Hochspannungsebene
Der zügige Ausbau des 110-kV-Hochspannungsnetzes ist von zentraler Bedeutung – sowohl für den Anschluss neuer Erzeugungsanlagen und Verbrauchseinrichtungen als auch für Netzanschlüsse im nachgelagerten Mittelspannungsnetz. Realisierungszeiten des Netzausbaus von durchschnittlich zehn Jahren sind für einen Industriestandort wie Deutschland nicht hinnehmbar. Deshalb braucht es kurzfristig ein umfassendes Beschleunigungspaket für den Netzausbau.
Ein geeigneter Ansatzpunkt ist das bereits im parlamentarischen Verfahren befindliche Infrastruktur-Zukunftsgesetz. Der BDEW fordert, das Gesetz um energiewirtschaftliche Belange zu erweitern und so schnell wirksame Maßnahmen zur Beschleunigung des Netzausbaus zu verankern. Das BDEW-Positionspapier „Kurzfristige Maßnahmen zur Beschleunigung des 110 kV-Hochspannungsnetzausbaus“ skizziert, kurzfristige Maßnahmen, um dies zu erreichen.
Digitales Ausschreibungsverfahren für EEG-Ausschreibungen einführen
Im Zeitraum von 2024 bis 2026 erfolgte die Bekanntgabe der Zuschläge in den Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land im Durchschnitt rund 57 Tage bzw. etwa acht Wochen nach dem jeweiligen Gebotstermin. Vor diesem Hintergrund sollte geprüft werden, die bereits in § 30a Abs. 5 EEG vorgesehene Möglichkeit zu nutzen und sämtliche EEG-Ausschreibungen zeitnah auf ein vollständig elektronisches Ausschreibungsverfahren umzustellen.
Mit der erfolgreichen Digitalisierung der KWK- und iKWK-Ausschreibungen zum Gebotstermin am 1. Dezember 2025 wurde bereits nachgewiesen, dass die hierfür erforderlichen technischen und organisatorischen Voraussetzungen vorhanden sind. Eine Übertragung dieses Verfahrens auf die EEG-Ausschreibungen könnte dazu beitragen, den Verwaltungsaufwand zu reduzieren, die Verfahrenseffizienz zu steigern und die Digitalisierung der Förderverfahren konsequent weiter voranzubringen.
Zugleich könnte ein digitales Ausschreibungsverfahren die Umsetzung der geplanten Resilienzausschreibungen organisatorisch erleichtern. Nach dem derzeit bekannten EEG-Entwurf ist für Windenergieanlagen an Land ein Resilienzausschreibungsvolumen von 3,5 GW pro Jahr vorgesehen, das in einer einzigen, jährlichen Ausschreibungsrunde vergeben werden soll. Aus Sicht des BDEW wäre es hingegen sinnvoll, die bestehenden vier Ausschreibungstermine für Wind an Land zum 1. Februar, 1. Mai, 1. August und 1. November beizubehalten und das jährliche Resilienzvolumen gleichmäßig auf diese vier Termine zu verteilen. Ein digitalisiertes Verfahren würde den administrativen Aufwand begrenzen, eine kontinuierlichere Projektentwicklung ermöglichen und zugleich die Integration der Resilienzausschreibungen in die bestehenden Verfahren erleichtern.
Flächenausweisung beschleunigen und Flächenbeitragswerte beibehalten
Die rechtswirksame Ausweisung von Flächen für Windenergieanlagen an Land bleibt weiterhin eine Herausforderung. Dazu kommen die Schwierigkeiten bei der Umwidmung von bestehend Windenergiegebieten in Beschleunigungsgebiete sowie die in einzelnen Bundesländern erlassenen oder geplanten Wind-Moratorien. Ohne ausreichende Flächen fehlt die langfristige Planungssicherheit für Vorhabenträger und Projektierer und mittelbar auch für Windenergieanlagen-Hersteller. Es ist von zentraler Bedeutung, dass das im Windenergieflächenbedarfsgesetz verankerte bundesweite Mindestflächenziel von zwei Prozent zur Erreichung der Flächenbeitragswerte bis Ende 2032 konsequent verfolgt und tatsächlich erreicht wird.
Kohärenz zwischen EEG und EnWG-Novelle sowie den Festlegungen der BNetzA im Hinblick auf AgNeS sicherstellen
Die kurzfristig, insbesondere im Rahmen der anstehenden EEG- und EnWG-Novelle zu treffenden Maßnahmen müssen die Entwicklung der Netzentgeltsystematik im Rahmen des AgNes-Prozesses der Bundesnetzagentur sowie mögliche Regelungen aus dem EU Grids Package der Europäischen Kommission berücksichtigen und zur Vermeidung von Widersprüchen und ungewollten Wechselwirkungen kohärent sein.
Ein dynamischer Arbeitspreis auf die Erzeugung hat wesentliche Auswirkungen auf den Markt, nämlich erhebliche Preissteigerungen – und Erhöhung kurzfristiger Geschäfte und damit der Volatilität. Es ergeben sich erhebliche Unsicherheiten für die Marktteilnehmer bei ihren Dispositionen im Markt, die einen effizienten Ausgleich von Angebot und Nachfrage beeinträchtigen und die Kalkulation von Investitionen erschweren. Wenn weniger Transparenz und Vorhersehbarkeit gegeben sind, müssen hohe Risikoprämien in die Geschäftsmodelle einkalkuliert werden. Dies führt im Ergebnis zu weniger Investitionen und höheren Kosten und Preisen und somit zu einer schlechteren Kosteneffizienz im gesamten System. Auch mit Blick auf den angestrebten Ausbau von Erneuerbaren Energien ist eine Einführung eines Anreizes in Form eines dynamischen Arbeitspreises abzulehnen. Die zukünftigen Fördermechanismen für EE-Anlagen sind noch nicht definiert. Mit den derzeit kursierenden Überlegungen zu dynamischen Einspeiseentgelten werden die weiterhin dringend notwendigen Investitionen in den EE-Ausbau konterkariert. Für eine grundsätzliche Beteiligung von Einspeisern an den Netzkosten erscheinen, wenn überhaupt regional ausdifferenzierte Baukostenzuschüsse (BKZ) vorzugswürdig, weil die Kosten bereits bei der Projektierung feststehen.
Ein BKZ für den Netzanschluss von EE-Anlagen muss ausgewogen und sollte regional differen-ziert gestaltet sein, damit dieser eine Lenkungswirkung entfalten und Investitionen zur Reduzierung oder Vermeidung von Netzengpässen steuern kann. Beim Ausbau der Windenergie an Land ist zu berücksichtigen, dass die Flächenverfügbarkeit durch eine gesetzlich vorgesehene, bundesweite Flächenausweisung bereits strukturell vorgegeben und dadurch begrenzt ist. Um die gesetzlichen Ausbauziele für Windenergie an Land langfristig erreichen zu können, ist ein Ausbau der Windenergie an Land auf sämtlichen vorgesehenen Flächen erforderlich. Eine Len-kungswirkung innerhalb ausgewiesener Windenergiegebiete ist aus diesem Grund, kritisch zu diskutieren und wenn überhaupt nur eingeschränkt sinnvoll und umsetzbar.
Kumulative Maßnahmen durch eine Multilevel-Regulierung zur Bewältigung von Netzengpässen sind abzulehnen.
Anpassung des Ausgleichs der Innerparkverschattung im Referenzertragsmodell (REM)
Durch die Anrechnung von Abschattungseffekten innerhalb eines Windparks auf den Standortertrag (§ 36 sowie Anlage 2, Abs. 7.1, EEG 2023) steigt die EEG-Vergütung pro Kilowattstunde. Dadurch lohnt es sich insbesondere in windreichen Regionen, Windenergieanlagen enger zu stellen und Flächen dichter zu bebauen, als es ohne diesen Ausgleich der Fall wäre, da Ertragsverluste durch Windabschattung teilweise über das Referenzertragsmodell (REM) bzw. die EEG-Vergütung kompensiert werden. EEG-geförderte Windparks werden daher typischerweise dichter errichtet als Parks, die ausschließlich marktlich und damit auf maximale Erträge pro Anlage optimiert geplant würden. Das erhöht zwar die Flächenausnutzung, treibt aber die Stromgestehungskosten in die Höhe und ist damit technisch wie volkswirtschaftlich suboptimal. Erforderlich ist ein Ausgleich zwischen Flächeneffizienz und niedrigen Stromgestehungskosten. Eine Reform der Kompensation von Abschattungsverlusten kann dazu beitragen, dass Windenergieanlagen mit größerem Abstand und damit effizienter zueinander errichtet werden; dies würde die Förderkosten im EEG-System senken, bereits eine Begrenzung der Kompensation auf 10 Prozent führt zu signifikanten Einsparungen. Größere Abstände erhöhen allerdings den Flächenbedarf und sollten daher frühzeitig in die strategische Flächenplanung einbezogen werden, insbesondere mit Blick auf das Zwei-Prozent-Flächenziel nach dem Gesetz zur Festlegung von Flächenbedarfen und zur Genehmigungserleichterung für Windenergieanlagen an Land und für Anlagen zur Speicherung von Strom oder Wärme aus erneuerbaren Energien in bestimmten Gebieten (WindBG). Deshalb sollte eine Reduktion des Abschattungsausgleichs frühzeitig mit der Flächenplanung der Länder abgestimmt werden, um Flächenengpässe und eine Stagnation des Ausbaus der Windenergie an Land zu vermeiden.
Bürger- und Kommunalbeteiligung bundesweit gerecht gestalten
Für das Gelingen der Energiewende sind Akzeptanz und aktive Mitwirkung der Bürgerinnen, Bürger und Kommunen unverzichtbar. Nur wenn der Ausbau der Erneuerbaren Energien (EE) von einer breiten gesellschaftlichen Basis getragen wird, kann die Transformation unseres Energiesystems langfristig erfolgreich sein. Der Trend zu immer neuen, eigenständigen Beteiligungsgesetzen auf Länderebene führt aber zu erheblicher Unsicherheit in der Branche. Unterschiedliche Regelungen erschweren die Projektrealisierung, verkomplizieren Genehmigungsprozesse und wirken sich negativ auf die Vielfalt der Akteure sowie die Wirtschaftlichkeit von Projekten aus. Aus Sicht des BDEW ist daher ein bundesweit einheitlicher Rechtsrahmen für die Bürger- und Kommunalbeteiligung notwendig.
Mustervertrag: Flexible Netzanschlussvereinbarungen und Überbauung
Eine effiziente Nutzung bestehender Netzverknüpfungspunkte ist entscheidend, um den Netzausbau weiter zu optimieren und den Anschluss weiterer Erneuerbare-Energien-Erzeugungseinheiten ohne größere Zeitverzögerung zu ermöglichen. Die Fachagentur Wind und Solar erarbeitet unter enger Einbindung des BDEW, der diesen Prozess mit einer eigenen Arbeitsgruppe begleitet, Mustervereinbarungen für flexible Netzanschlüsse (Überbauung/Cablepooling) auf Grundlage des neuen § 8a EEG 2023 (neu).
Im Mai 2026 wurde der erste Mustervertrag – im Verhältnis von einem Netzbetreiber und einem Anlagenbetreiber veröffentlicht.
Netzanschluss für Erneuerbare-Energien-Anlagen verbessern
Netzanschlussverfahren für den Anschluss von Erneuerbaren-Energien-Anlagen müssen stärker vereinfacht, standardisiert und digitalisiert werden. Im Leak zum Netzanschluss-Paket sind dafür richtige Ansätze enthalten. EE-Erzeugung und Netze müssen konsequent zusammen gedacht und durch effektive politische Weichenstellungen im Sinne einer „Deutschlandgeschwindigkeit“ deutlich beschleunigt werden. Das Gebot der Stunde ist, den (vorausschauenden) Netzausbau durch Änderung der Planungs- und Genehmigungsverfahren deutlich zu entbürokratisieren und zu beschleunigen, vorhandene Netz-Kapazitäten effizienter zu nutzen und den Regulierungsrahmen so weiterzuentwickeln, dass Netze und Erneuerbare Energien besser zusammenwirken.
Genehmigungsrecht vereinfachen
Eine Vereinfachung der Genehmigungsverfahren bleibt weiterhin notwendig, um Hindernisse auf kommunaler Ebene abzubauen und die Kommunen zu stärken. Rahmenbedingungen auf Bundesebene kommen oft nicht bei den Kommunen an. Lokale Behörden stellen weiterhin zu hohe Anforderungen, sind nicht ausreichend digitalisiert und der Umgang mit neuen rechtlichen Rahmenbedingungen ist vielerorts unklar. Derzeit problematisch ist insbesondere die Handhabung der Realkompensation bei Beeinträchtigung des Landschaftsbilds und die weiterhin anhaltende Ablehnungshaltung bei Anlagen in Anbaubeschränkungszonen entlang von Fernstraßen. In beiden Fällen ist aus Sicht des BDEW bundesgesetzgeberisches Handeln nötig. Ebenso bei der Umsetzung des schon lange fertiggestellten probabilistischen Models zur Bestimmung des Kollisionsrisikos.
Repowering für Windenergieanlagen an Land weiter stärken
Bei der Windenergie an Land steht neben dem weiterhin notwendigen Ausbau der installierten Leistung in den kommenden Jahren auch das Repowering älterer Anlagen an. 50 Prozent der Windenergieanlagen an Land sind älter als 15 Jahre und befinden sich somit nur noch fünf Jahre vor dem prognostizierten Ende ihrer 20-jährigen Lebensdauer entfernt. Bestehende planungsrechtliche Hemmnisse bei der Anwendung der jetzigen Repowering-Regelung können durch eine Anpassung im Baugesetzbuch (BauGB) abgebaut werden. Dazu muss beispielsweise in § 245e Abs. 3 BauGB die Voraussetzung, dass die Grundzüge der Planung nicht berührt werden dürfen, gestrichen werden. Dieser unbestimmte Rechtsbegriff führt in der Genehmigungspraxis aktuell zu erheblichen Schwierigkeiten und verhindert die Realisierung zahlreicher Repowering-Vorhaben außerhalb von Windenergiegebieten. Gleichzeitig ist es wichtig, dass ein Repowering in den Fallkonstellationen weiterhin möglich bleibt, in denen die Bestandsanlage in einem Windenergiegebiet liegt, die neue Anlage aber nicht („rausrepowern“). Andernfalls bestünde eine nicht nachvollziehbare Schlechterstellung im Vergleich zu den Projekten, bei denen bereits die Bestandsanlage außerhalb eines Windenergiegebietes liegt.
Duldungspflichten für die Verlegung von Netzanschlussleitungen sowie Überfahrt und Überschwenkung
Das Recht zur Verlegung von Netzanschlusskabeln zum Netzverknüpfungspunkt für Erneuerbare-Energien-Anlagen sowie das Recht zur Überfahrt und Überschwenkung während der Errichtung und des Rückbaus gem. §§ 11a, 11b EEG sollte auch auf private Flächen ausgeweitet werden. Insbesondere beim Transport der Rotorblätter für Windenergieanlagen ist ein Überschwenken von (privaten) Grundstücken kaum vermeidbar und von geringer Nutzungsintensität. Duldungspflichten für Leitungen sind beim Stromnetzausbau (§ 12 Niederspannungsanschlussverordnung (NAV)) sowie dem Breitbandausbau (§ 134 Telekommunikationsgesetz (TKG)) üblich und finden bereits seit vielen Jahren Anwendung (siehe BDEW-Faktencheck). Dies wird den Netzanschluss von Erneuerbare-Energien-Anlagen und damit deren Beitrag zur Energieversorgung vereinfachen und deutlich beschleunigen.
