Windpark: Genehmigung verkaufen oder auf bessere Ausschreibungen nach dem EEG 2027 warten?
Stand: 30. September 2026
Wer aktuell eine genehmigte Windenergieanlage oder einen genehmigten Windpark im Portfolio hat, steht vor einer ungewöhnlich schwierigen Vermarktungsentscheidung: Genehmigung beziehungsweise RTB-Projekt jetzt verkaufen, noch 2026 in die Ausschreibung gehen oder das Projekt bewusst bis 2027 halten?
Die Frage stellt sich insbesondere deshalb, weil sich zwei Entwicklungen überlagern: Einerseits sind die Zuschlagswerte für Windenergie an Land 2026 massiv gefallen. Andererseits sieht der Regierungsentwurf des EEG 2027 deutlich höhere Ausschreibungsmengen vor. Gleichzeitig verändern EEG-Novelle und Netzanschlusspaket aber wesentliche Parameter der Wirtschaftlichkeitsrechnung – vom Referenzertragsmodell über den sogenannten Redispatch-Vorbehalt bis zur Begrenzung der Netzanschlussleistung.
Damit ist die einfache Rechnung „2027 gibt es mehr Volumen, also warten wir“ gefährlich kurz gegriffen.
Ausgangslage: Die Ausschreibungen 2026 sind extrem wettbewerbsintensiv
Die Entwicklung der bisherigen Wind-an-Land-Ausschreibungen 2026 ist eindeutig:
| Gebotstermin | Gebotsmenge | Zuschlagsmenge | Ø Zuschlagswert |
|---|---|---|---|
| Februar 2026 | 7,86 GW | 3,45 GW | 5,54 ct/kWh |
| Mai 2026 | 6,41 GW | 2,50 GW | 5,06 ct/kWh |
| August 2026 | 5,25 GW | 2,52 GW | 4,79 ct/kWh |
Beim August-Termin lagen die erfolgreichen Gebote nur noch zwischen 4,49 und 4,98 ct/kWh. Damit hat sich der mengengewichtete Zuschlagswert innerhalb eines halben Jahres noch einmal um rund 0,75 ct/kWh reduziert.
Für Projektierer ist weniger der Durchschnittswert als die dahinterstehende Marktmechanik entscheidend: Rund 5,25 GW Gebotsvolumen konkurrierten im August um nur etwa 2,52 GW Ausschreibungsvolumen. Ein erheblicher Teil der genehmigten Projekte konnte damit keinen Zuschlag erhalten.
Die niedrigen Gebotswerte wirken unmittelbar auf Projektbewertungen. Sinkt der erwartete anzulegende Wert, reduziert sich – bei ansonsten gleichen Annahmen – der finanzielle Spielraum für CAPEX, Finanzierung, Pachten und Kaufpreis eines RTB-Projekts.
Ein Käufer einer Genehmigung schaut deshalb nicht nur auf Windhöffigkeit und CAPEX. Er kalkuliert inzwischen sehr genau, zu welchem Gebotswert er das Projekt voraussichtlich noch erfolgreich in die Ausschreibung bringen kann.
Warum 2027 auf den ersten Blick attraktiver aussieht
Der Regierungsentwurf des EEG 2027 dreht beim Ausschreibungsvolumen deutlich auf.
Für Windenergie an Land sind nach aktuellem Entwurf vorgesehen:
2027: 15 GW
2028: 15 GW
2029: 12 GW
2030 bis 2032: jeweils 10 GW
Damit sollen allein für 2027 und 2028 gegenüber dem bisherigen Pfad jeweils zusätzliche 5 GW ausgeschrieben werden. Insgesamt kommen für 2027 bis 2029 zusätzliche 12 GW hinzu.
Das ist für Projektierer zunächst eine sehr relevante Veränderung.
Bei ansonsten gleichem genehmigten Projektvolumen würde eine Erhöhung des Angebots in der Ausschreibung den Wettbewerbsdruck reduzieren. Das könnte höhere Gebotswerte ermöglichen.
Genau hier liegt aber der entscheidende Punkt:
Mehr Ausschreibungsvolumen bedeutet nicht automatisch höhere Zuschlagswerte.
Die Angebotsseite wächst ebenfalls. Die Genehmigungszahlen der vergangenen Jahre sind deutlich gestiegen, und ein erheblicher Teil der Projekte aus den überzeichneten Ausschreibungen 2026 kann in spätere Runden wandern.
2027 treffen deshalb voraussichtlich ein größeres Ausschreibungsvolumen und ein sehr großer Bestand genehmigter Projekte aufeinander.
Wie hoch der marktbereinigende Effekt der zusätzlichen 5 GW tatsächlich sein wird, lässt sich heute nicht seriös vorhersagen.
Hinzu kommt: 15 GW sind nicht einfach 15 GW klassische EEG-Ausschreibung
Ein Detail des EEG-2027-Entwurfs wird bei der Diskussion über die Ausschreibungsmengen häufig übersehen.
Ein Teil der Mengen soll künftig über Resilienzausschreibungen vergeben werden. Vorgesehen sind 3,5 GW für Windenergie an Land. 2027 soll die Resilienzausschreibung nach aktuellem Entwurf zum 1. August stattfinden; die regulären Ausschreibungen wären im Februar, Mai und November vorgesehen. Ab 2028 soll der Februar-Termin für die Resilienzausschreibung genutzt werden.
Die dort ausgeschriebenen Mengen werden auf das Gesamtvolumen angerechnet.
Für die Projektpipeline eines Projektierers bedeutet das: Es genügt nicht, mit „15 GW Ausschreibungsvolumen 2027“ zu kalkulieren. Entscheidend ist auch, welcher Teil des eigenen Portfolios die Anforderungen der jeweiligen Ausschreibungssegmente erfüllen kann.
EEG 2027: Nicht nur die Ausschreibungsmenge verändert sich
Wer überlegt, ein genehmigtes Projekt bis 2027 zu halten, sollte deshalb nicht nur eine Preisannahme für die Ausschreibung verändern.
Mit EEG 2027 und Netzanschlusspaket werden gleichzeitig mehrere Parameter angefasst, die unmittelbar in die Projektkalkulation gehören.
Das Gesetzgebungsverfahren ist dabei noch nicht abgeschlossen. EEG-Novelle und Netzanschlusspaket wurden am 24. September 2026 erstmals im Bundestag beraten und anschließend an den Ausschuss für Wirtschaft und Energie überwiesen. Die nachfolgenden Regelungen entsprechen daher dem aktuellen Regierungsentwurf und sind noch nicht endgültig beschlossen.
1. Das Referenzertragsmodell wird regionalisiert
Besonders relevant ist die geplante Weiterentwicklung des Referenzertragsmodells.
Künftig sollen unterschiedliche regionale Untergrenzen gelten. Für Projekte in der Küstenregion und der Region Mitte-Nord kann das erhebliche Auswirkungen haben.
Nach dem derzeitigen Entwurf gelten perspektivisch unter anderem:
| Region | Untergrenze Gütefaktor | maximaler Korrekturfaktor |
|---|---|---|
| Küstenregion | 80 % | 1,16 |
| Mitte-Nord | 70 % | 1,29 |
| bisher außerhalb Südregion | 60 % | 1,42 |
Für Zuschläge vor dem 1. Januar 2029 ist allerdings eine Übergangsregelung vorgesehen. In der Küstenregion soll zunächst eine Untergrenze von 70 Prozent beziehungsweise maximal 1,29 gelten; in Mitte-Nord zunächst weiterhin 60 Prozent beziehungsweise maximal 1,42.
Gerade bei Projekten in Norddeutschland kann deshalb der Zeitpunkt des Zuschlags zunehmend projektwertrelevant werden.
Für Projektierer folgt daraus eine wichtige Konsequenz: Die Entscheidung „2026 oder 2027“ darf nicht allein auf Basis eines angenommenen Ausschreibungspreises getroffen werden. Der Gebotswert muss zusammen mit Standortgüte und künftig geltendem Korrekturfaktor betrachtet werden.
Ein vermeintlich höherer Zuschlagswert kann durch eine ungünstigere Korrektur teilweise oder vollständig kompensiert werden.
2. Der Redispatch-Vorbehalt schafft ein neues Erlösrisiko
Noch wichtiger für die Bewertung einzelner Standorte könnte das Netzanschlusspaket werden.
Der Regierungsentwurf sieht für bestimmte Netzengpassgebiete vor, dass bei Abregelungen zeitweise kein vollständiger finanzieller Ausgleich mehr erfolgt. In der Branche wird diese Regelung häufig als „Redispatch-Vorbehalt“ bezeichnet.
Im Regierungsentwurf wurde das Risiko gegenüber früheren Entwurfsständen begrenzt. Vorgesehen ist eine Obergrenze von grundsätzlich 20 Prozent des jährlichen Stromertrags; für Windenergieanlagen innerhalb von Windenergiegebieten nach dem WindBG soll die Grenze bei 18 Prozent liegen.
Ob und in welchem Umfang ein konkretes Projekt betroffen sein kann, wird damit zu einem neuen Due-Diligence-Thema.
Für den Verkauf einer Genehmigung ist das besonders relevant.
Ein Käufer wird künftig nicht nur fragen:
Wo liegt der Netzverknüpfungspunkt?
Sondern zusätzlich:
Wie wahrscheinlich ist es, dass der Standort in einem Engpassgebiet liegt oder künftig als solches behandelt wird – und welches unkompensierte Abregelungsrisiko muss im Financial Model berücksichtigt werden?
Verbände wie der BWE kritisieren insbesondere das Zusammenspiel aus Redispatch-Vorbehalt, Wirkleistungsbegrenzung und verändertem Referenzertragsmodell. Das ist eine Branchenposition; ob und in welcher Form diese Regelungen das parlamentarische Verfahren unverändert durchlaufen, ist derzeit offen.
3. Die Wirkleistungsbegrenzung kann bestehende Projektkonzepte treffen
Das Netzanschlusspaket enthält zusätzlich eine strukturelle Veränderung beim Netzanschluss.
Nach aktuellem Regierungsentwurf soll die Einspeiseleistung neuer Windenergieanlagen an Land am Netzverknüpfungspunkt auf 280 Watt je Quadratmeter Rotorfläche begrenzt werden. Die Regelung soll grundsätzlich Anlagen erfassen, die ab dem 1. Januar 2027 an das Netz angeschlossen werden.
Das ist etwas anderes als Redispatch.
Die Begrenzung wäre nicht nur bei einem konkreten Netzengpass relevant, sondern würde die zulässige maximale Wirkleistung am Netzanschluss strukturell begrenzen.
Damit entsteht eine weitere Variable in der Projektoptimierung:
Anlagentyp, Rotordurchmesser, Generatorleistung, Netzanschlussleistung, Parklayout und Ertragsverluste müssen künftig stärker gemeinsam betrachtet werden.
Besonders kritisch ist das für bereits weit entwickelte Projekte, deren Layout und Turbinenauswahl unter den bisherigen Rahmenbedingungen optimiert wurden.
Auch deshalb kann für ein genehmigtes Projekt die Frage relevant werden, welches regulatorische Risiko Käufer heute bereits einpreisen und welches Risiko der Verkäufer durch weiteres Halten selbst übernimmt.
4. Auch das Fördermodell verändert sich
Mit dem EEG 2027 soll die Förderung stärker in Richtung eines zweiseitigen Fördermechanismus weiterentwickelt werden. Der Regierungsentwurf sieht einen sogenannten Refinanzierungsbeitrag vor, mit dem das europarechtlich vorgesehene Prinzip von Contracts for Difference umgesetzt werden soll.
Die genaue wirtschaftliche Wirkung unterscheidet sich von einem einfachen klassischen CfD-Modell. Nach Darstellung der Stiftung Umweltenergierecht bleibt insbesondere Raum dafür, individuelle Vermarktungserlöse oberhalb des anzulegenden Werts zu erzielen.
Für die Projektbewertung bedeutet das trotzdem: Ein Zuschlag aus dem künftigen EEG-System ist wirtschaftlich nicht zwingend identisch mit einem Zuschlag nach dem heutigen Fördermechanismus.
Bei einem DCF-Modell für einen Projektverkauf sollte deshalb nicht nur der erwartete Zuschlagswert verändert werden. Auch Fördermechanik, Marktwertannahmen, Direktvermarktung und Refinanzierungsbeitrag müssen in das Modell.
5. Und dann gibt es noch AgNes und mögliche Einspeiseentgelte
Ein weiterer Unsicherheitsfaktor liegt außerhalb des EEG.
Die Bundesnetzagentur reformiert derzeit mit AgNes die allgemeine Netzentgeltsystematik. Diskutiert wird unter anderem eine Beteiligung von Einspeisern an den Netzkosten.
Wichtig für die Projektkalkulation: Daraus folgt nicht, dass Windparks ab 2027 automatisch Netzentgelte zahlen müssen.
Die neue Netzentgeltsystematik soll grundsätzlich ab 2029 wirken. Der aktuelle Prozess sieht unter anderem mögliche kapazitätsbezogene Komponenten für Einspeiser vor. Dynamische Einspeiseentgelte sollen nach aktuellem Stand frühestens ab 2032 eingeführt werden. Die endgültige Rahmenfestlegung soll Ende 2026 erfolgen; weitere Konkretisierungen sollen 2027 folgen.
Für Projekte mit Inbetriebnahme 2027 bis 2029 gehört dieses Thema trotzdem bereits heute in die Sensitivitätsrechnung – insbesondere bei langfristiger Projektfinanzierung oder einem Verkauf an Bestandshalter.
Genehmigung jetzt verkaufen: Was spricht dafür?
Ein Verkauf vor Ausschreibung hat einen offensichtlichen Vorteil: Ein erheblicher Teil des regulatorischen und marktseitigen Risikos wird übertragen.
Der Verkäufer realisiert den Wert der erreichten Projektstufe und muss nicht selbst darauf spekulieren, wie sich Zuschlagswerte, Referenzertragsmodell und Netzregulierung entwickeln.
Das kann insbesondere sinnvoll sein, wenn ein Projekt bereits einen attraktiven RTB-Wert erreicht hat und der zusätzliche erwartete Wert durch einen späteren EEG-Zuschlag relativ klein gegenüber dem übernommenen Risiko ist.
Allerdings kalkuliert auch der Käufer rational.
Ist das Projekt beispielsweise von einem möglichen Redispatch-Vorbehalt, einer ungünstigeren Referenzertragskorrektur oder einer Wirkleistungsbegrenzung betroffen, wird dieses Risiko bereits heute im Kaufpreis berücksichtigt.
Ein Verkauf beseitigt das regulatorische Risiko also nicht – er monetarisiert lediglich die heutige Risikoverteilung zwischen Käufer und Verkäufer.
Bis 2027 halten: Die eigentliche Wette ist größer als der Zuschlagswert
Wer ein Projekt bis 2027 hält, wettet deshalb nicht ausschließlich auf eine bessere Ausschreibung.
Er setzt gleichzeitig darauf, dass die Kombination aus
- höherem Ausschreibungsvolumen,
- möglichem höheren Zuschlagswert,
- endgültiger Ausgestaltung des EEG 2027,
- Referenzertragsmodell,
- Netzanschlussregeln,
- Redispatchrisiko,
- Investitionskosten und
- Finanzierungskonditionen
unter dem Strich zu einem höheren Projektwert führt.
Das ist ein wesentlich breiterer Trade-off als die Frage, ob der Zuschlagswert beispielsweise wieder über 5 ct/kWh steigt.
Eine weitere Option: Erst Zuschlag sichern, dann verkaufen
Zwischen „jetzt verkaufen“ und „bis 2027 halten“ existiert deshalb eine dritte Strategie:
Genehmigung halten, Zuschlag sichern und anschließend als bezuschlagtes RTB-Projekt vermarkten.
Damit entfällt für den Käufer ein wesentlicher Unsicherheitsfaktor: der Gebotswert und die Frage, ob das Projekt überhaupt einen Zuschlag erhält.
Das kann den Käuferkreis erweitern und die Finanzierung vereinfachen.
Gleichzeitig übernimmt der Projektierer bis zum Zuschlag selbst das Ausschreibungsrisiko.
Gerade bei den derzeit stark überzeichneten Runden ist dieser Unterschied erheblich. Ein Projekt mit BImSchG-Genehmigung und ein Projekt mit BImSchG-Genehmigung plus belastbarem EEG-Zuschlag sind wirtschaftlich zwei unterschiedliche Produkte.
Für norddeutsche Projekte ist die Entscheidung besonders komplex
Für Standorte in Schleswig-Holstein, Niedersachsen oder anderen windstarken Regionen kommt ein zusätzlicher Effekt hinzu.
Historisch waren hohe Windhöffigkeit und hohe Volllaststunden ein wesentlicher Vorteil dieser Projekte. Das EEG 2027 versucht nun ausdrücklich, die regionale Verteilung stärker zu steuern.
Das geschieht nicht über ein einziges Instrument, sondern über mehrere miteinander verbundene Regelungen: regionalisiertes Referenzertragsmodell, Netzengpassregelungen und veränderte Netzanschlussbedingungen.
Bei einem norddeutschen Projekt sollte deshalb vor einer Entscheidung über Verkauf oder Halten eine projektspezifische Bewertung des zukünftigen regulatorischen Regimes erfolgen.
Eine pauschale Aussage „2027 wird besser, weil 15 GW ausgeschrieben werden“ ist gerade für diese Projekte zu wenig.
Was bedeutet das für die Projektbewertung?
Für Projektierer bietet es sich an, mindestens drei Szenarien nebeneinander zu rechnen:
Szenario A – Verkauf der Genehmigung heute: aktueller Marktwert beziehungsweise indikative Kaufangebote abzüglich verbleibender Entwicklungsrisiken.
Szenario B – Zuschlag 2026 und anschließender Verkauf: erwarteter Zuschlagswert, Zuschlagswahrscheinlichkeit, Kosten des weiteren Haltens und Projektwert nach Zuschlag.
Szenario C – Ausschreibung 2027: mögliche höhere Ausschreibungspreise und größere Mengen, gleichzeitig aber EEG-2027-, Netzanschluss- und Redispatchrisiken.
Entscheidend ist anschließend nicht der höchste theoretische Unternehmenswert, sondern der risikoadjustierte Mehrwert des Weiterhaltens.
Ein zusätzlich erwarteter Verkaufserlös von beispielsweise 100.000 Euro/MW nach Zuschlag ist nur dann wirtschaftlich attraktiv, wenn Zuschlagswahrscheinlichkeit, Carry Costs und regulatorisches Downside-Risiko diesen Mehrwert nicht wieder aufzehren.
Fazit: 2027 könnte attraktiver werden – aber nicht automatisch
Die 15 GW Ausschreibungsvolumen für Windenergie an Land machen 2027 auf den ersten Blick deutlich attraktiver als die stark überzeichneten Ausschreibungen 2026.
Für Projektierer wäre es trotzdem falsch, daraus automatisch eine Haltestrategie abzuleiten.
Der Wert eines genehmigten Windparks wird künftig stärker durch das Zusammenspiel von Ausschreibung, Standortgüte, Referenzertragsmodell, Netzanschlussleistung und Redispatchrisiko bestimmt.
Gerade deshalb sollte die Entscheidung „verkaufen oder halten?“ nicht auf Unternehmensebene pauschal getroffen werden.
Sie gehört auf Projektebene gerechnet.
Ein windstarker Standort im Norden mit möglichem Netzengpass kann zu einem völlig anderen Ergebnis kommen als ein Projekt in einer Region mit freier Netzkapazität und günstigerem zukünftigen Referenzertragsmodell.
Für die Projektentwicklung bedeutet das letztlich:
Der optimale Verkaufszeitpunkt eines Windparks hängt künftig weniger von der erreichten Genehmigungsstufe allein ab – und stärker davon, welches regulatorische Regime der nächste Entwicklungsschritt auslöst.
RINO: Szenarien nicht nur im Excel betrachten
Gerade bei solchen Entscheidungen laufen heute häufig verschiedene Informationen nebeneinander: Genehmigungsstand, Ausschreibungsfristen, Wirtschaftlichkeitsberechnung, Netzanschluss, Standortgüte, Verträge, Gutachten und regulatorische Änderungen.
RINO bringt diese Informationen projektbezogen zusammen.
So lassen sich unterschiedliche Entwicklungsszenarien eines Windparks strukturiert vergleichen und regulatorische Änderungen dort bewerten, wo sie tatsächlich relevant werden: im konkreten Projekt.
