Die EEG-Ausschreibung ist für viele Projekte der Punkt, an dem aus einer guten Planung ein belastbarer Förderrahmen wird. Wer Wind, Solar oder Biomasse entwickeln will, muss nicht nur Technik und Genehmigung im Griff haben, sondern auch Fristen, Gebotslogik, Sicherheitsleistungen und die aktuellen Obergrenzen kennen. Genau darum geht es hier: wie das Verfahren funktioniert, welche Projekte 2026 wirklich teilnehmen können und worauf ich in der Praxis besonders achten würde.
Die wichtigsten Fakten zu EEG-Ausschreibungen für Wind, Solar und Biomasse
- Bei Ausschreibungen nach dem EEG wird der anzulegende Wert ermittelt, also die Grundlage für die spätere Marktprämie.
- 2026 liegen die wichtigsten Schwellen meist bei 1.001 kW bzw. kWp; darunter greifen oft andere Förderwege.
- Für Wind an Land gilt 2026 ein Höchstwert von 7,25 ct/kWh, für Solar-Dachanlagen 10,00 ct/kWh, für neue Biomasseanlagen 19,43 ct/kWh.
- Die Gebühren und Sicherheiten sind spürbar: etwa 597 Euro plus 30 Euro je kW bei Wind oder 50 Euro je kW bei großen PV-Geboten.
- Wer Fristen, Formulare oder Registermeldungen verpasst, scheitert oft nicht am Preis, sondern an der Form.
Was eine Ausschreibung nach dem EEG in der Praxis bedeutet
Ich behandle diese Verfahren nicht als bloße Preisauktion, sondern als Teil der Projektreife. Die Förderung wird nicht frei verhandelt, sondern über Gebote ermittelt: Wer einen erfolgreichen Zuschlag erhält, bekommt einen anzulegenden Wert, also den Referenzwert, auf dessen Basis später die Marktprämie berechnet wird. Die Marktprämie ist vereinfacht gesagt die gleitende Zahlung, die den Marktpreis für den eingespeisten Strom ergänzt.
Für Entwickler ist das wichtig, weil der Zuschlag nicht nur vom Preis abhängt. Genehmigungsstand, Registermeldung, Flächensicherheit, Formvorgaben und die finanzielle Hinterlegung müssen zusammenpassen. In der Praxis ist das Verfahren deshalb eher ein Reifegrad-Test als ein reines Preisrennen. Wer zu früh bietet, riskiert den Ausschluss. Wer zu knapp kalkuliert, gewinnt zwar vielleicht den Zuschlag, bringt das Projekt aber wirtschaftlich unter Druck.
Genau deshalb lohnt sich zuerst der Blick auf die Frage, welche Technologien und Größenordnungen überhaupt teilnehmen. Daraus ergibt sich, wie streng die Anforderungen sind und ob sich das Verfahren für ein Projekt überhaupt sinnvoll eignet.
Welche Projekte 2026 tatsächlich teilnehmen können
Für den Einstieg ist die Technologie entscheidend. Die Regeln unterscheiden sich je nach Segment deutlich, und genau dort entstehen viele Missverständnisse. Einige Werte sind 2026 fest vorgegeben, andere ergeben sich aus der gesetzlichen Formel oder aus befristeten Übergangsregeln. Besonders bei Solar gibt es außerdem noch Punkte, bei denen die beihilferechtliche Genehmigung der EU fehlt. Das heißt: Neue Regeln aus dem Solarpaket I sind nicht überall schon vollständig wirksam.
| Technologie | Teilnahme ab | Gebotstermine 2026 | Wichtige 2026-Regel |
|---|---|---|---|
| Wind an Land | ab 1.001 kW | 1. Februar, 1. Mai, 1. August, 1. November | Höchstwert 7,25 ct/kWh, Jahresvolumen 10.000 MW, Sicherheit 30 Euro je kW |
| Solar-Freifläche | ab 1.001 kWp | 1. März, 1. Juli, 1. Dezember | Jahresvolumen 3.300 MW je Termin; die Preisobergrenze ergibt sich aus der gesetzlichen Formel, nicht aus einem festen 2026-Festwert |
| Solar auf Gebäuden oder Lärmschutzwänden | ab 1.001 kWp | 1. Februar, 1. Juni, 1. Oktober | Höchstwert 10,00 ct/kWh, jährliches Volumen rund 1.100 MW, Sicherheit grundsätzlich 50 Euro je kW |
| Biomasse | neu: über 150 kW bis 20 MW | 1. April, 1. Oktober | Höchstwerte 19,43 ct/kWh für neue und 19,83 ct/kWh für bestehende Anlagen, Sicherheit 60 Euro je kW |
| Biomethan | über 150 kW | 1. April, 1. September | Höchstwert 23,13 ct/kWh, technisch und vertraglich deutlich komplexer als klassische PV-Projekte |
Wichtig: Die genannten Jahresmengen sind Startwerte. Tatsächliche Volumina können sich durch gesetzliche Anpassungen oder Korrekturen verschieben. Bei Solar-Freiflächen ist außerdem die Flächenkulisse oft das eigentliche Nadelöhr, nicht der Modulpreis. Genau an diesem Punkt wird die Ausschreibung vom theoretischen Förderinstrument zum realen Projektfilter.
So läuft die Gebotsabgabe Schritt für Schritt
Wer mit einem Gebot in das Verfahren geht, sollte den Ablauf wie eine kleine Projektkette behandeln. Ein fehlendes Dokument oder ein falsch gesetzter Verwendungszweck reicht aus, um ein ansonsten gutes Projekt zu verlieren. Ich würde die Vorbereitung immer in sechs Schritte zerlegen:
- Projekt auf Ausschreibungsfähigkeit prüfen. Passt die Leistungsschwelle? Ist die Genehmigung da? Ist das Projekt eindeutig zuordenbar?
- Fristen rückwärts planen. Bei Wind an Land und Biomethan müssen Genehmigung und Registermeldung vier Wochen vor dem Gebotstermin vorliegen. Das Marktstammdatenregister ist das zentrale Register für Stromerzeugungsanlagen; ohne saubere Meldung wird es schnell eng.
- Gebotswert und Größe sauber festlegen. Bei Wind wird der Gebotswert auf einen 100%-Referenzstandort bezogen, also auf einen standardisierten Standort mit normalisierter Ertragsgüte. Das ist wichtig, weil spätere Korrekturen nicht im Gebot selbst passieren.
- Gebühr und Sicherheit fristgerecht hinterlegen. Wind an Land verlangt aktuell 597 Euro Gebühr und 30 Euro je kW Sicherheit, Solar-Freifläche 624 Euro Gebühr und 50 Euro je kW, Biomasse 597 Euro plus 60 Euro je kW.
- Die Formvorgaben exakt einhalten. Die Unterlagen müssen aktuell sein, vollständig ausgefüllt und je nach Verfahren postalisch oder per Boten eingehen. Elektronische Abgabe oder Fax sind in den zentralen Verfahren nicht zulässig.
- Nach dem Zuschlag sofort auf Realisierung umschalten. Bei Wind onshore läuft die Frist bis zur Inbetriebnahme grundsätzlich auf 36 Monate. Bei Solar-Freiflächen ist die Frist kürzer: 24 Monate bis zur Inbetriebnahme und 26 Monate für den Antrag auf Zahlungsberechtigung.
Ein praktischer Punkt, den viele unterschätzen: Bei Solar-Freiflächen ist das Gebot nicht frei handelbar. Der Bieter muss zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme Betreiber sein. Das klingt formal, ist aber in Finanzierungs- und Exit-Strukturen oft der erste Stolperstein.
Wo Bieter im Alltag am häufigsten scheitern
Die meisten Fehler sind erstaunlich banal, aber teuer. Und genau deshalb taugen sie als echte Warnsignale. In der Praxis sehe ich immer wieder dieselben Muster:
- Zu späte Genehmigungen. Wer die vier Wochen Vorlauf bei Wind oder Biomethan verfehlt, fällt oft schon am Start aus.
- Falsche oder unvollständige Formulare. Alte Vorlagen, handschriftliche Änderungen oder PDF-Fehler sind kein Schönheitsproblem, sondern ein Ausschlussgrund.
- Falscher Zahlungszweck. Gerade bei mehreren Geboten ist die eindeutige Zuordnung von Gebühr und Sicherheit entscheidend. Ein schiefer Verwendungszweck kann das gesamte Verfahren blockieren.
- Unterschätzte Sicherheitsleistung. Bei großen Projekten summieren sich 30, 50 oder 60 Euro je kW sehr schnell zu sechsstelligen Beträgen.
- Zu optimistische Fristen. Ein Zuschlag ist nicht das Ziel, sondern nur der Start. Wenn die Realisierung nicht in der Frist gelingt, wird der Zuschlag entwertet und die Sicherheit kann verloren gehen.
- Preis ohne Projektlogik. Ein Gebot, das wirtschaftlich nur mit sehr optimistischen Annahmen funktioniert, hilft keinem Investor. Ein Zuschlag ohne belastbares Projekt ist im Zweifel nur ein teurer Zwischenzustand.
Besonders bei PV lohnt sich außerdem ein genauer Blick auf die aktuelle Regelungslage. Einige Änderungen aus dem Solarpaket I sind 2026 noch nicht vollständig freigegeben, deshalb gelten bei Freiflächen- und Sonderanlagen teilweise weiterhin die älteren Schwellen und Verfahren. Wer das übersehen hat, rechnet leicht mit den falschen Spielregeln.
Wie Wind, Solar und Biomasse sich strategisch unterscheiden
Auch wenn alle unter dem EEG laufen, sind die Projekte im Ausschreibungsalltag sehr verschieden. Ich würde sie nie gleich behandeln, weil Kapitalbedarf, Genehmigungsrisiko, Bauzeit und operativer Aufwand stark auseinandergehen. Genau hier liegt oft die eigentliche strategische Entscheidung.
| Kriterium | Wind an Land | Solar | Biomasse und Biomethan |
|---|---|---|---|
| Genehmigungsdruck | hoch, weil immissionsschutzrechtliche Genehmigung und Standortfragen früh stehen müssen | mittel bis hoch, vor allem wegen Flächenkulisse, Bauplanungsrecht und naturschutzfachlicher Anforderungen | hoch, weil Genehmigung, Brennstoffkonzept und Betrieb zusammenpassen müssen |
| Finanzierungslogik | stark projekt- und standortabhängig, oft mit langen Vorläufen | vergleichsweise planbar, wenn Fläche und Netzanschluss gesichert sind | besonders sensibel, weil laufende Stoffströme und Betriebskosten stark ins Ergebnis eingreifen |
| Typische Ausschreibungshürde | Fristen, Referenzstandort, Sicherheitsleistung | Fläche, Formvorgaben, aktuelle Sonderregeln, Gebotswert | Gebühr, Sicherheit, technische Umstellung, Fristen und Formulare |
| Wo das Verfahren Sinn ergibt | bei weit entwickelten Projekten mit Genehmigung und seriöser Ertragsbasis | bei gut gesicherten Flächen, klarer Netzsituation und sauberem Genehmigungsstand | vor allem bei bestehenden Anlagen oder Standorten mit belastbarer Brennstoff- und Betriebslogik |
Mein Fazit aus dieser Gegenüberstellung ist recht nüchtern: Wind ist meist die strengste Genehmigungsdisziplin, Solar die schnellste Bau- und Flächenfrage und Biomasse die betrieblich anspruchsvollste Variante. Wer das verwechselt, kalkuliert die Ausschreibung falsch, selbst wenn der Gebotswert auf dem Papier gut aussieht.
Was ich vor dem nächsten Gebotstermin nie dem Zufall überlasse
Wenn ich ein Projekt auf Ausschreibungsfähigkeit prüfe, beginne ich nicht beim Preis, sondern bei der Kette aus Genehmigung, Registereintrag, Flächensicherung, Finanzierung und Form. Erst wenn diese Reihenfolge hält, lohnt sich die eigentliche Gebotsstrategie. Die Frage ist dann nicht mehr, ob das Projekt theoretisch gut ist, sondern ob es unter realen Fristen und echten Sicherheitsleistungen tragfähig bleibt.
Genau darin liegt der Unterschied zwischen einem sauberen Gebot und einem teuren Versuch. Wer die EEG-Ausschreibung sauber vorbereitet, minimiert nicht nur das Ausschlussrisiko, sondern gewinnt auch Klarheit für die Bank, den Projektpartner und die eigene Pipeline. Für 2026 ist das der pragmatischste Weg: weniger Bauchgefühl, mehr belastbare Projektlogik.
