Die EAG-Marktprämienverordnung 2026/2027, welche die Details der EAG-Marktprämienförderung für die Jahre 2026 und 2027 regelt, wurde am 16.1.2026 im BGBl. kundgemacht und trat am darauffolgenden Tag in Kraft.
Die Verordnung finden Sie hier.
Eckpunkte betreffend Windkraft
Durch Marktprämien förderfähig ist die Erzeugung von Strom aus neu errichteten und erweiterten Windkraftanlagen.
Der anzulegende Wert (azW) wurde auf 9,92 ct/kWh erhöht. Das Gebot für Windkraftanlagen muss sich weiterhin auf den Normstandort beziehen.
Gebotstermine und Ausschreibungsvolumen werden für 2026 und 2027 festgelegt.
Es werden Details für die Standortdifferenzierung bei Windkraftanlagen (Korrekturfaktor, Normstandort, etc.) festgelegt.
Gebotstermine und Ausschreibungsvolumen
24.03.2026 | 100 MW Windkraft |
27.05.2026 | 20 MW Wind- und Wasserkraft gemeinsam (Höchstpreis 10,17 Cent je kWh) |
23.06.2026 | 100 MW Windkraft |
21.10.2026 | 100 MW Windkraft |
16.12.2026 | 90 MW Windkraft |
09.03.2027 | 100 MW Windkraft |
25.05.2027 | 20 MW Wind- und Wasserkraft gemeinsam (Höchstpreis 10,17 Cent je kWh) |
22.06.2027 | 100 MW Windkraft |
23.09.2027 | 100 MW Windkraft |
16.11.2027 | 90 MW Windkraft |
Standortdifferenzierung und Korrekturfaktoren
Für Windkraftanlagen, die im Rahmen einer Ausschreibung einen Zuschlag erhalten haben, ist ein Korrekturfaktor auf den Zuschlagswert anzuwenden, der die standortbedingten unterschiedlichen Stromerträge der Windkraftanlage widerspiegelt und jährlich im Nachhinein auf Basis der tatsächlichen Jahresstromproduktion ermittelt wird.
Der Korrekturfaktor (in Prozent) ermittelt sich aus der rotorkreisflächenspezifischen Jahresstromproduktion eines vollen Betriebsjahres.
Als Normanlage gilt eine für Österreich typische, dem Stand der Technik entsprechende Windkraftanlage. Als Normstandort gilt ein für Österreich repräsentativer Standort mittleren Windertrags mit einer Standorthöhe von 400 Meter, charakterisiert durch einen Normertrag (rotorkreisflächenspezifische Jahresstromproduktion einer Normanlage).
Im Vergleich zur Vorgängerverordnung kam es zu umfassenden Änderungen bei den Korrekturfaktoren.
Zu- und Abschläge (+15,09 % bis -19,61 % für Anlagen bis 400 m).
Es wurden Stützwerte in der Verordnung festgelegt.
„Bergausgleich“: Für Windkraftanlagen mit einer Standorthöhe ab 1.400 m erhöht sich der Korrekturfaktor additiv.
Gebote werden auf den Normstandort abgegeben.
Stützwerte für Windkraftanlagen bis 400 m:
Zu- und Abschläge gemäß §7 Abs. 3
RJ (in kWh/m²) | ≤ 550,0 | 560,6 | 651,2 | 737,3 | 830,2 | ≥ 875,0 |
Korrekturfaktor (in %) | 15,09 | 13,25 | 0 | -8,79 | -16,49 | -19,61 |
Zwischen den jeweiligen benachbarten Stützwerten erfolgt eine lineare Interpolation.
Erhöhung der Werte für Windkraftanlagen ab 1.400 m (Ausgleich der Standorthöhe):
Standortzuschlag gemäß §7 Abs. 4
RJ (in kWh/m²) | ≤ 530,1 | 541,2 | 630 | 714,9 | 794,4 | ≥ 832,6 |
Erhöhung des Korrekturfaktors (in %) | 7,79 | 7,46 | 6,15 | 5,17 | 5,45 | +5,53 |
Für Windkraftanlagen mit einer Standorthöhe zwischen 400 m und 1.400 m erhöht sich der Korrekturfaktor additiv um das Produkt aus dem Standorthöhenanteil und dem Erhöhungswert.
„Standorthöhe“ = die Seehöhe einer Windkraftanlage definiert durch die Fußpunkthöhe; umfasst das Gebot bzw. der Förderantrag mehrere Anlagen, bezeichnet der Ausdruck den arithmetischen Mittelwert der Fußpunkthöhen aller Windkraftanlagen des Windparks.
„Standorthöhenanteil“ = das Ergebnis der Differenz von Standorthöhe der Anlage und Standorthöhe des Normstandortes dividiert durch 1.000.“
