Windenergie: Warum das Referenzertragsmodell für Bayern wichtig ist

Für jeden Windanlagentyp wird der theoretische Ertrag auf einem sogenannten Referenzstandort errechnet. Die Eigenschaften des Referenzstandorts sind in Anlage 2 EEG 2023 definiert. Dieser Referenzertrag (ebenfalls in Anlage 2 EEG 2023 defniert) wird dann mit dem prognostizierten Standortertrag ins Verhältnis gesetzt. Das Ergebnis ergibt den Gütefaktor in Prozent. Der Referenzertrag wird alle fünf Jahre anhand der tatsächlichen Erträge der vergangenen fünf Jahre überprüft und gegebenenfalls angepasst.

Die Gutachten für dieses Verfahren werden von akkreditierten Institutionen erstellt. Dabei sind die Technischen Richtlinien der Fördergesellschaft Windenergie und andere Erneuerbare Energien (FGW) e. V. von zentraler Bedeutung.

Der Sachverhalt wurde für das bessere Verständnis vereinfacht dargestellt. Die detaillierten Regelungen können in den verlinkten Passagen nachgelesen werden.

Funktionsweise ist, vereinfacht dargestellt, dass weniger windhöffige Windstandorte über einen Zuschlag auf die Einspeisevergütung eine höhere Vergütung bekommen und dadurch die Wirtschaftlichkeit gesteigert wird. Dieser sogenannte Korrekturfaktor wird über den Gütefaktor (siehe oben) ermittelt. Die Korrekturfaktoren sind im EEG definiert und können folgender Tabelle entnommen werden:

Die Einspeisevergütung ergibt sich dann aus dem Produkt aus Zuschlagswert und Korrekturfaktor. Der Zuschlagswert entspricht dem Gebotswert, mit dem die Betreiber in das Ausschreibungsverfahren gehen und auf den sie, bei Erfolg, den Zuschlag erhalten. Der Zuschlagswert stellt folglich in der Regel nicht die finale Vergütungshöhe dar.

Bei Standorten mit einem Gütefaktor unter 60 Prozent findet der Korrekturfaktor 1,42 Anwendung, in der Südregion für Standorte mit einem Gütefaktor von unter 50 Prozent der Korrekturfaktor 1,55. Dieser höhere Korrekturfaktor wurde mit der Novelle des EEGs 2023 eingeführt.

Da die niedrigsten Gebote zuerst bezuschlagt werden, haben Projekte aus windstarken Regionen einen Vorteil, da aufgrund des höheren Windaufkommens mehr Strom produziert werden kann, was günstigere Stromgestehungskosten zur Folge hat (neben weiteren Gründen wie beispielsweise niedrigere Projektkosten im flachen Offenland). Durch die große Konkurrenz und die Degression bei den Zuschlagswerten wird es für Projekte aus windschwächeren Regionen zunehmend schwieriger, einen Zuschlag zu erhalten. Beispielsweise wurden in der Ausschreibungsrunde Februar 2026 541 MW aus Bayern geboten, wovon lediglich 31 MW einen Zuschlag erhalten haben. Wie weiter oben erwähnt, wird ein gleichmäßiger Windkraftausbau über ganz Deutschland angestrebt, weshalb es auch Zuschläge auf windschwächeren Flächen in Süddeutschland braucht.

Das Referenzertragsmodell soll diesen gleichmäßigen Ausbau unterstützen, kommt bei den aktuellen Gebotsmengen und der damit einhergehenden Kostendegression bei gleichbleibend hohen Kosten für die Projekte allerdings an seine Grenzen.

Die oben genannten sowie weitere Ausschreibungsergebnisse können auf der C.A.R.M.E.N.-Website eingesehen und nachverfolgt werden.

Die Fachagentur Wind und Solar hat in ihrer aktuellen Veröffentlichung „Gütefaktoren von Windenergieanlagen an Land – Auswertung prognostizierter Standorterträge von Anlagen mit Vergütungsanspruch aus der Ausschreibung“ untersucht, wie sich Gütefaktoren über das Bundesgebiet geografisch und statistisch verteilen. Dabei wurden Gütefaktoren von Windkraftanlagen betrachtet, die an der Ausschreibung teilgenommen haben. Die Stichprobe umfasste 2.759 Windkraftanlagen. Für die detaillierte Methodik sei an dieser Stelle auf die oben verlinkte Veröffentlichung verwiesen.

Im Rahmen der Untersuchung zeigte sich, dass für die untersuchte Stichprobe der Gütefaktor im Bundesdurchschnitt bei 74 Prozent liegt, in der Südregion hingegen bei 63 Prozent und in Bayern bei 55 Prozent. Drei Viertel der untersuchten Anlagen in Bayern weisen einen Gütefaktor bis 60 Prozent auf. Der weiter oben erläuterte Korrekturfaktor für Anlagen mit Gütefaktor unter 60 Prozent scheint für Bayern im Bundesvergleich häufig Anwendung zu finden.

Dabei geht es um die Tendenzen anhand fiktiver, beispielhafter Werte und nicht um die konkreten Werte. Als durchschnittlicher, mengengewichteter Zuschlagswert werden die bereits weiter oben erwähnten realen Werte verwendet:

Dennoch gilt es zu beachten, dass dieser Wert nicht pauschal angenommen werden kann, sondern für jedes Projekt individuell ermittelt wird.

Diese beiden Werte eignen sich gut, um zu zeigen, wie sich die Degression in der Ausschreibung auf die Vergütung auswirkt.

Neben Bayern werden weitere Bundesländer gezeigt und mit Bayern ins Verhältnis gesetzt. Mit Baden-Württemberg wird ein weiteres Land aus der Südregion betrachtet, Niedersachsen und Schleswig-Holstein werden als Vertreter tendenziell windhöffigerer Standorte gezeigt. Die nachfolgende Tabelle zeigt den jeweiligen Korrekturfaktor nach EEG 2023 für jedes Land, basierend auf dem durchschnittlichen mittleren Gütefaktor nach FA Wind und Solar (siehe Ausführungen unter „Der Gütefaktor“; für Methodik siehe Link zur Publikation). Mit dem Korrekturfaktor wurden die anzulegenden Werte für die beispielhaften Zuschlagswerte aus Tabelle 2 berechnet:

Hier kann eine Diskrepanz von knapp 2 bis weit über 2 ct/kWh beim anzulegenden Wert beobachtet werden, für jedes der aufgeführten Länder:

Die Degression bei den anzulegenden Werten macht sich auch bei den potenziellen Vergütungssummen bemerkbar. In folgender Tabelle werden, sehr vereinfacht dargestellt, theoretische Vergütungssummen für die aufgeführten Länder mit dem höheren und dem niedrigeren anzulegenden Wert gezeigt. An dieser Stelle der erneute Hinweis, dass es nicht um die direkten Strommengen oder Summen geht, sondern um den Unterschied, den verschiedene anzulegende Werte ausmachen. Des Weiteren gilt es zu beachten, dass windhöffigere Standorte im Norden mehr Strom produzieren können. Das heißt, dass ein Vergleich der Summen für eine niedrigere Produktionsmenge in Baden-Württemberg (BW) oder Bayern (BY) mit einer höheren Produktionsmenge in Niedersachsen (NI) oder Schleswig-Holstein (SH) realistischer ist als der Vergleich innerhalb einer Zeile.

Für das Beispiel Bayern zeigt diese Beispielrechnung für das mittlere Ertragsszenario einen monetären Minderertrag von knapp 266.000 € pro Jahr bei mindestens denselben Kosten für die Projektrealisierung.