Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat am Dienstag, den 31.03.2026 die Ergebnisse der EEG-Ausschreibung für Windenergie an Land zum Gebotstermin 1. Februar 2026 bekanntgegeben. Nach vorläufigen Zahlen erhielten 439 Gebote einen Zuschlag mit einer Zuschlagsmenge von insgesamt 3.445Megawatt (MW), bei einem ausgeschriebenen Volumen von 3.445 MW. Die eingereichte Gebotsmenge lag bei 7.858 MW verteilt auf 924 Gebote. Verglichen mit der Gebotsmenge aus der Novemberausschreibung 2025 mit 8.155 MW verteilt auf 905 Gebote ist dies vergleichbar. Damit handelt es sich um die siebte Ausschreibungsrunde für Windenergie an Land mit Überzeichnung in Folge. Durch den Wettbewerb in den Ausschreibungen verringerte sich der durchschnittlich mengengewichtete Zuschlagswert nochmals deutlich – von 6,83 ct/kWh (Mai 2025), auf 6,57 ct/kWh (August 2025), auf 6,06 ct/kWh (November 2025) auf nunmehr 5,54 ct/kWh. Am 12. Dezember 2025 hat die BNetzA den Höchstwert für die Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land im Jahr 2026 auf 7,25 ct/kWh festgelegt.
Weitere Beschleunigung für Zielerreichung notwendig
Trotz der insgesamt positiven Entwicklung in den vergangenen sechs Ausschreibungsrunden und dem zweithöchsten bisher realisierten Brutto-Zubau von rund 5.200 MW im Jahr 2025 wurde das gesetzliche Zwischenziel für 2024 von 69 Gigawatt (GW) installierter Leistung an Windenergieanlagen an Land auch Ende 2025 mit etwa 68,2 GW weiter verfehlt. Um das Ziel von 115 GW installierter Leistung bis 2030 zu erreichen, ist im Bereich Windenergie an Land eine weitere Beschleunigung des Ausbautempos notwendig – im Mittel auf etwa neun GW Brutto- bzw. rund sieben GW Netto-Zubau pro Jahr. Aktuelle Zahlen zu genehmigten und bereits bezuschlagten Windenergieanlagen zeigen, dass dieses Tempo beim Zubau in den nächsten Jahren erreichbar ist.
Mit dem Klimaschutzprogramm hat die Bundesregierung zahlreiche Vorschläge für schnell umsetzbare Minderungsmaßnahmen über alle Sektoren hinweg vorgelegt. Besonders hervorzuheben sind die zusätzlichen Ausschreibungsvolumina von insgesamt 12 Gigawatt Windenergie an Land, die auf die kommenden Ausschreibungsjahre verteilt werden sollen. Zusätzlich sollte das Ausschreibungsvolumen für 2026 kurzfristig erhöht und durch eine Sonderausschreibung erhöht werden. So kann die bestehende Projektpipeline genutzt werden, um sich dem Zielpfad wieder anzunähern.
Die regionale Verteilung der Zuschlagsmengen bestätigt erneut die bekannten Muster aus vergangenen Ausschreibungsrunden: Niedersachsen nimmt im Bundesländervergleich diesmal die Spitzenposition ein, gefolgt von Nordrhein-Westfalen. Erfreulich sind zudem die positiven Entwicklungen in Sachsen-Anhalt und Brandenburg. Bayern und Baden-Württemberg verzeichnen demgegenüber weiterhin lediglich ein vergleichsweise geringes Zuschlagsvolumen.
Drängende Themen für eine anhaltende Beschleunigung beim Ausbau der Windenergie an Land
1. 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 faire räumliche Verteilung des Ausbaus auf die Bundesländer 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.
2. 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.
Die Einführung eines neuen Investitionsrahmens, der einen wirklichen Systemwechsel bedeutet, erscheint deshalb bis 2027 nicht umsetzbar. Deshalb schlägt der BDEW ein zweistufiges Vorgehen vor:
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Bis Ende Juni 2026 sollte ein beihilferechtskonformer nationaler Vorschlag für einen zukünftigen Investitionsrahmen ausgearbeitet und der europäischen Kommission zur beihilferechtlichen Genehmigung vorgelegt werden. Ziel muss sein, einen Anschlussinvestitionsrahmen ab dem 01.01.2027 sicherzustellen. Dazu schlägt der BDEW vor ein “Marktmengenmodell” einzuführen, das gegenüber dem aktuellen Förderrahmen nur eine geringe Veränderung darstellt. Dabei wird eine feste Strommenge zu Zeiten von Preisen über Null mit einem zweiseitigen Contract for Difference (CfD) vergütet. Bei Preisen unter Null wird keine Vergütung gezahlt. Dies führt kurzfristig zu einer deutlichen Kostenreduktion der EEG-Fördersummen für Windenergieanlagen an Land. Der gemäß dem vorliegenden Leak des EEG 2027 vorgesehene zweiseitige CfD entspricht in weiten Teilen dem Vorschlag des BDEW. Offen ist noch das Anhängen der bei negativen Preisen nicht vergüteten Strommenge an den 20-jährigen Förderzeitraum. Diese muss nach Auffassung des BDEW im Gesetz noch eingeführt werden.
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Ein eventueller künftiger Förderrahmen, der deutlich von der aktuellen Gleitenden Marktprämie abweicht, muss mit der Energiewirtschaft sorgfältig konsultiert werden, auch nach Umsetzung der zeitkritischen Einführung der Übererlös-Abschöpfung über den zweiseitigen CfD wäre dies noch möglich und aus Sicht des BDEW sinnvoll. So bietet z.B. der im Zuge der EEG-Novelle diskutierte Hybride CfD die Chance auf ein Fördersystem, dass einen die Erlössicherheit auch bei negativen Preisen sichert und so Finanzierungskosten verringern und gleichzeitig die Sektorkopplung voranbringen könnte.
3. 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 es 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.
4. 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 Redu-zierung 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.
5. Referenzertragsmodell für einen Ausbau in der Südregion erforderlich
Das Referenzertragsmodell (REM) gleicht unterschiedliche Windverhältnisse aus, schafft faire Wettbewerbsbedingungen in allen Regionen und senkt Systemkosten. Durch eine dezentrale Verteilung des Windenergieausbaus leisten Standorte in Mittel- und Süddeutschland einen wichtigen Beitrag zur Systemeffizienz. Sie helfen dabei, Netzausbau- und Redispatchkosten zu senken, sorgen für ein ausgeglicheneres Einspeiseprofil der bundesweiten Windstromerzeugung und stärken durch eine gleichmäßigere Flächenverteilung die gesellschaftliche Akzeptanz der Windenergie. Ohne REM wäre ein bundesweit gerecht verteilter, wirtschaftlicher Windenergieausbau gerade in der Südregion Deutschlands kaum möglich. Dies würde zu einem weiteren Netzausbaubedarf führen als auch die Redispatchkosten erhöhen. Gleichzeitig könnten sich die Strompreise für Industrie und Haushalte in windschwachen Regionen erhöhen und die Akzeptanz für den Ausbau der Windenergie senken. Ein bundesweiter Ausgleich durch das REM senkt Systemkosten, sorgt für regionale Versorgungssicherheit und sichert Klimaziele.
6. Anpassung des Ausgleichs der Innerparkverschattung im 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.
7. 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.
8. 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).
Nach derzeitigem Stand dürfte eine Veröffentlichung im Mai 2026 realistisch sein.
9. 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.
10. 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 fertig gestellten probabilistischen Models zur Bestimmung des Kollisionsrisikos.
11. 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.
12. 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.