Ausschreibungsmodell Photovoltaik
Das Ausschreibungsmodell ist seit dem EEG 2017 das dominante Förderverfahren für PV-Großanlagen. Statt einer politisch festgelegten Einspeisevergütung erhalten Anlagen über 1 MWp ihre Vergütung über wettbewerbliche Ausschreibungen der Bundesnetzagentur — das günstigste Gebot gewinnt, der individuelle anzulegende Wert gilt über die volle 20-Jahres-Förderdauer.
Zwei Hauptsegmente 2026
| Segment | Anlagenart | Volumen 2026 (jährlich) | Höchstwert |
|---|---|---|---|
| Solar I | Freiflächenanlagen ab 1 MWp | ~ 13 GW | 7,37 ct/kWh |
| Solar II | Dachanlagen ab 1 MWp | ~ 6 GW | 10,5 ct/kWh |
| Innovationsausschreibung | Spezialprojekte (PV + Speicher, Agri-PV) | ~ 750 MWp | spezifisch |
| Mieterstrom-Modell | Mehrfamilien-Häuser ab 100 kWp (freiwillig) | verschiedene | spezifisch |
Ablauf einer Ausschreibung
- Bekanntmachung: Die Bundesnetzagentur veröffentlicht 6–8 Wochen vor jedem Termin die Konditionen.
- Bieter-Registrierung: Projektentwickler reichen Sicherheitsleistung (50 €/kWp) und Projektunterlagen ein.
- Gebotsabgabe: Versiegelte Cent-Gebote bis zum Stichtag (4 Runden pro Jahr für Solar I + II).
- Zuschlag: Reihung nach Gebotshöhe; günstigste Gebote erhalten Zuschlag bis Auktionsvolumen erschöpft.
- Realisierungsfrist: 24 Monate (Freifläche) bzw. 18 Monate (Dach) bis Inbetriebnahme — bei Verzug Pönalen.
Zuschlagswerte-Entwicklung
| Jahr | Solar I (Freifläche) mittlerer Zuschlag | Solar II (Dach) mittlerer Zuschlag |
|---|---|---|
| 2017 | 5,66 ct/kWh | — |
| 2019 | 5,47 ct/kWh | 8,21 ct/kWh |
| 2021 | 5,07 ct/kWh | 7,69 ct/kWh |
| 2023 | 5,82 ct/kWh | 9,42 ct/kWh |
| 2025 (Q4) | 5,89 ct/kWh | 10,18 ct/kWh |
Die Zuschlagswerte stiegen 2022/2023 wegen gestiegener Modulpreise und höherer Zinsen vorübergehend an, stabilisieren sich seit 2024 wieder auf moderatem Niveau.
Pflichten der Zuschlagsempfänger
- Verpflichtende Direktvermarktung: Erlöse über Marktprämie nach individuellem Zuschlagswert
- Fernsteuerbarkeit: Anlage muss vom Direktvermarkter abregelbar sein
- Realisierungsfristen: Verzögerung kostet die hinterlegte Sicherheitsleistung
- Anschluss: Netzanschluss muss innerhalb der Realisierungsfrist erfolgen — Voraussetzung für Zuschlagsverlängerung
Bedeutung für Investoren
Aus Investorensicht ist das Ausschreibungsmodell der Standard für Freiflächen-Solarparks und große Dachanlagen 2026. Die individuelle Vergütung bedeutet jedoch: Jedes Projekt muss vor Bietung professionell durchgerechnet sein — Kosten, Volllaststunden, Wechselrichter-Wahl, Pacht und Marktprämien-Annahmen müssen in ein realistisches Cent-Gebot münden. Wer zu niedrig bietet, riskiert Verluste über 20 Jahre; wer zu hoch bietet, erhält keinen Zuschlag. Professionelle Projektentwickler wie Encavis, BayWa r.e., Wattner und ABO Wind beherrschen diesen Bietprozess heute durchgehend systematisch.
Verwandte Begriffe
Geförderte Direktvermarktung · Marktprämie · Direktvermarktung · Solarpark · EEG 2017 · EEG 2025 · Fernsteuerbarkeit.
Häufige Fragen zum Ausschreibungsmodell
Ab welcher Anlagengröße ist Ausschreibung Pflicht?
2026 ab 1 MWp im Solar-II-Segment für Dachanlagen, ab 1 MWp im Solar-I-Segment für Freiflächen. Kleinere Anlagen erhalten weiterhin die feste EEG-Vergütung.
Wie oft pro Jahr finden Ausschreibungen statt?
Vier Termine pro Jahr für Solar I und Solar II, plus separate Innovationsausschreibungen — insgesamt etwa 10–12 Auktionen jährlich.
Wer darf bieten?
Projektentwickler oder Anlagenbetreiber mit konkretem Bauplatz (Flächensicherung, Anschlussvoranfrage). Reine Spekulationen sind ausgeschlossen.
Was passiert bei Nicht-Realisierung des Projekts?
Sicherheitsleistung verfällt (50 €/kWp), Zuschlag wird entzogen, neue Bietung in nächster Runde möglich.
Wie wird der Zuschlagswert ausgezahlt?
Identisch zur Marktprämienlogik: Spotmarkt-Erlös wird durch Marktprämie auf den individuellen Zuschlagswert ergänzt. Auszahlung monatlich durch Verteilnetzbetreiber.