Wie sichert sich ein Unternehmen mit hohem Strombedarf den Strom zu Preisen, die sich über Jahre kalkulieren lassen? Der staatliche Industriestrompreis deckt grundsätzlich nur die Hälfte des Verbrauchs, der Rest bleibt dem Markt ausgesetzt. Viele Betriebe suchen die Antwort deshalb direkt beim Erzeuger, im Windpark. Am schnellsten liefert ein Park, der bereits läuft: per Liefervertrag oder nach dem Kauf.
Die Lage ist in vielen Werken dieselbe. Die Produktion läuft im Schichtbetrieb, der Strombedarf liegt rund um die Uhr auf hohem Niveau, und jede Bewegung am Großhandelsmarkt schlägt auf die Stückkosten durch. Irgendwann fällt in der Geschäftsführung der Satz:
„Wir müssen unseren Strom selbst erzeugen.“
Einige Unternehmen setzen das bereits um. Continental etwa baut für sein Reifenwerk im hessischen Korbach einen eigenen Windpark, dessen Strom per Leitung direkt ins Werksnetz fließt.
Ein Neubau braucht allerdings Zeit. Genehmigungsverfahren für Windenergieanlagen dauerten im ersten Halbjahr 2026 im Schnitt knapp 17 Monate, von der Genehmigung bis zur Inbetriebnahme vergingen weitere 31 Monate, wie die Daten der Fachagentur Wind und Solar zeigen. Rechnerisch vergehen also rund vier Jahre bis zur ersten Kilowattstunde.
Dagegen liefert ein Bestandspark ab dem Tag, an dem der Vertrag gilt. Industriebetriebe, die schneller Strom brauchen, gehen deshalb immer öfter auf Betreiber älterer Windparks zu – das zeigen auch die Anfragen, die Betreiber über wind-turbine.com erreichen. Nicht selten nutzen Unternehmen auch bei der Planung neuer Standorte die Gelegenheit, mit lokalen Windparkbetreibern in Kontakt zu treten, um ihren hohen, gleichbleibenden Strombedarf zu decken.
Später entscheidet sich, ob daraus ein Stromliefervertrag wird oder aber ein Kauf des Windparks – und ob der Strom per Direktleitung oder über das öffentliche Netz kommt.
Der Industriestrompreis entlastet weniger, als sein Name verspricht. Die EU-Kommission hat die deutsche Regelung am 16. April 2026 genehmigt. Sie gilt für die Abrechnungsjahre 2026 bis 2028 und entlastet grundsätzlich die Hälfte des Verbrauchs einer Abnahmestelle, mit einer Untergrenze von 5 Cent je Kilowattstunde. Berechtigt sind 91 strom- und handelsintensive Sektoren, ausgezahlt wird 2027 rückwirkend. Die zweite Hälfte des Verbrauchs kauft ein Betrieb weiter zum Marktpreis, jede Branche außerhalb der Liste ihre gesamte Menge.
Der zweite Engpass liegt im Netz. Wer Prozesse von Gas auf Strom umstellt, braucht mehr Anschlussleistung, und die wird knapp. Engpässe beim Netzanschluss wirken sich laut einer Studie der Forschungsstelle für Energiewirtschaft im Auftrag der vbw unmittelbar auf Investitionsentscheidungen der Industrie aus.
Dazu kommt die Nachweisfrage. Grünstrom darf ein Versorger nur ausweisen, wenn er dafür Herkunftsnachweise entwertet. Diese Nachweise stellt das Umweltbundesamt ausschließlich für Strom aus, der keine Marktprämie erhält. Anlagen in der EEG-Förderung scheiden damit aus. Wer seine Dekarbonisierung belegen muss, etwa im Nachhaltigkeitsbericht oder im Antrag auf Strompreiskompensation, greift deshalb auf Strom aus Anlagen ohne Förderung zurück.
Das Angebot steht bereits im Feld. Laut Fachagentur Wind und Solar haben 12,1 Gigawatt der installierten Onshore-Leistung seit Jahresbeginn 2026 keinen Vergütungsanspruch nach dem EEG mehr, verteilt auf rund 10.000 Anlagen. Eine Stilllegungswelle blieb bisher aus: Betreiber nehmen Altanlagen überwiegend dann vom Netz, wenn sie am Standort repowern. Die übrigen vermarkten ihren Strom frei und dürfen Herkunftsnachweise beantragen.
Der Bestand wächst weiter. Die Jahrgänge 2006 bis 2010 verlieren in den nächsten fünf Jahren ihren Vergütungsanspruch, allein in Sachsen betrifft das bis Ende des Jahrzehnts sogar fast 60 Prozent der installierten Leistung. Der Marktwert für Windstrom an Land lag im ersten Halbjahr 2026 im Mittel bei 8,15 Cent je Kilowattstunde. Ein Betreiber ohne Förderung erlöst ihn am Spotmarkt mit allen Schwankungen und hat deshalb ein Interesse an einem Abnehmer mit festem Preis.
Wie viel von diesem Bestand für ein bestimmtes Werk infrage kommt, hängt an den zwei Entscheidungen, die folgen: Läuft der Strom über das öffentliche Netz, kommt jeder Park in Deutschland infrage, egal wie weit er vom Werk entfernt steht. Soll er über eine Direktleitung fließen, scheiden alle Parks aus, die sich nicht wirtschaftlich an das Werk anbinden lassen.
Die erste Frage betrifft das Eigentum. Beim Power Purchase Agreement (PPA) kauft das Unternehmen Strom aus einem bestimmten Park zu einem vereinbarten Preis. Der Betreiber bleibt Eigentümer, führt die Anlagen und liefert die Herkunftsnachweise mit. Viele Unternehmen setzen inzwischen auf solche Direktabnahmeverträge, ein eigener Windpark sei wegen der Investitionssumme nur für wenige Betriebe eine Option, heißt es bei der Vereinigung der hessischen Unternehmerverbände.
Bei Bestandsparks begrenzt die Restlebensdauer die Vertragsdauer. Ein Weiterbetriebsgutachten legt fest, wie lange eine Altanlage sicher läuft, länger reicht auch der PPA kaum. Schon 2021 lieferte Statkraft der Deutschen Bahn Strom aus rund 70 ausgeförderten Onshore-Anlagen, Laufzeit ein Jahr. Wer „pay-as-produced“ kauft, übernimmt zudem das Mengenrisiko: Weht wenig Wind, kommt wenig Strom. Der Markt selbst ist dünner geworden, 2025 sank laut der Deutschen Energie-Agentur (dena) die Zahl der PPA-Abschlüsse in Deutschland von 51 auf 27. Das bedeutet weniger Vergleichspreise und mehr Verhandlungsspielraum.
Wer den Park kauft, kontrolliert die Erzeugung selbst und sichert sich den Standort mit Netzanschluss und Genehmigungshistorie. Der Erwerb läuft als Asset Deal über die Anlagen oder als Share Deal über die Betreibergesellschaft. Der Kaufpreis bemisst sich an der Ertragserwartung bis zum Ende der Restlaufzeit und am Wert des Standorts für ein Repowering. Dieser Wert ist erheblich: Bestandsanlagen leisten im Schnitt 2,39 Megawatt, neue Anlagen 5,6 Megawatt. Die technische und kaufmännische Betriebsführung kauft ein Industrieunternehmen in der Regel extern ein.
Den Ausschlag gibt der Planungshorizont. Will ein Betrieb einen Teil seines Verbrauchs für einige Jahre absichern, reicht der PPA. Plant er für den Standort über die Restlaufzeit der Altanlagen hinaus, führt der Weg zum Kauf. Denn die Repowering-Option liegt beim Eigentümer des Parks und seiner Flächenverträge.
In beiden Fällen ist die Ertragshistorie die Verhandlungsgrundlage. Die Windkraftanlagen-Karte von wind-turbine.com zeigt für jede Anlage die abgerechneten Jahreserträge seit 2019 und eine Ertragsprognose für 15 Jahre. Der Repowering-QuickCheck im selben Steckbrief schätzt das Flächenpotenzial am Standort.
Die zweite Frage betrifft den Weg des Stroms, und sie stellt sich bei PPA und Kauf gleichermaßen. Ein Park kann sein Werk physisch über eine Direktleitung beliefern oder bilanziell über das öffentliche Netz. Wirtschaftlich trennt die beiden Varianten vor allem eines: die Netzentgelte.
Eigenversorgung im Sinne des EEG liegt nur vor, wenn der Strom kein Netz durchläuft. Fließt er über eine eigene Leitung ins Werk, entfallen Netzentgelte und die daran gekoppelten Umlagen. Der Europäische Gerichtshof hat am 17. September 2026 den Begriff der Direktleitung weit ausgelegt: Sie darf über das Grundstück der Erzeugungsanlage hinausreichen, und das Werk darf seinen Netzanschluss als Reserve behalten. Der Regierungsentwurf zum EEG 2027 nimmt Direktstrom zudem von der geplanten Erlösabschöpfung aus.
Die Einordnung als Direktleitung ersetzt allerdings keine Genehmigung für den Leitungsbau, und ob der Gesetzgeber § 3 Nr. 27 EnWG an die EuGH-Auslegung anpasst, ist offen. Die Leitung kostet Geld und bindet Park und Werk aneinander. Sie rechnet sich dort, wo ein Park nah am Werk steht und das Werk rund um die Uhr Strom abnimmt.
Beim zweiten Weg fließt der Strom durch das öffentliche Netz. Betreiber oder Direktvermarkter melden die erzeugten Mengen per Fahrplan in den Bilanzkreis, aus dem das Werk beliefert wird. Ein Altpark in Brandenburg kann so ein Werk in Bayern versorgen. Die Herkunft belegt der Stromlieferant über die gekoppelte Lieferung nach § 30a HkRNDV: Er beantragt die Entwertung der Herkunftsnachweise, ein Umweltgutachter prüft die Lieferkette. Seit der dritten Fassung des Leitfadens des Umweltbundesamtes zählen dafür die Nominierungen zwischen den Bilanzkreisen in Viertelstunden-Salden, damit sich gegenläufige Geschäfte nicht gegenseitig aufheben.
Was viele unterschätzen: Auch beim eigenen Park fallen Netzentgelte und alle weiteren Abgaben an, sobald der Strom durch das Netz läuft. Der Vorteil liegt dann im Energiepreis selbst, denn er bemisst sich am Ertrag des eigenen Parks. Wer Strom aus mehreren Parks an verschiedenen Standorten im Bilanzkreis bündelt, glättet zudem das Erzeugungsprofil.
Wer den Bilanzkreis selbst führt, trägt das Risiko für Prognoseabweichungen und zahlt Ausgleichsenergie. Die meisten Industriebetriebe übertragen diese Aufgabe einem Versorger oder Direktvermarkter. Für kleine und mittlere Unternehmen eröffnet seit dem 1. Juni 2026 das Energy Sharing nach § 42c EnWG eine weitere Variante innerhalb desselben Bilanzierungsgebiets, große Unternehmen sind davon ausgeschlossen.
| Strom kaufen (PPA) | Park kaufen | |
|---|---|---|
| Direktleitung | Onsite-PPA Betreiber bleibt Eigentümer Netzentgelte entfallen für Direktstrom Park muss nah am Werk stehen |
Eigener Park mit Direktleitung Eigenversorgung, Netzentgelte entfallen Repowering-Option liegt beim Werk Beispiel: Continental, Korbach (Neubau) |
| Netz und Bilanzkreis | Offsite-PPA Lieferung über Netz und Bilanzkreis Entfernung beliebig, volle Netzkosten Herkunft per gekoppelter Lieferung |
Eigener Park im Bilanzkreis Strompreis folgt dem eigenen Ertrag Netzentgelte und Abgaben fallen an Mehrere Parks glätten das Profil |
Die Eigentumsfrage entscheidet über Kapitalbindung und Laufzeit: Wer Strom kauft, bindet sich vertraglich, wer den Park kauft, investiert und gewinnt die Repowering-Option. Der Lieferweg entscheidet über die Kosten des Stroms: Die Direktleitung spart Netzentgelte und verlangt Nähe zum Werk, das öffentliche Netz erlaubt jede Entfernung und kostet Netzentgelte. Für den Betreiber eines Altparks heißt das: Beim PPA bleibt er Eigentümer und Vertragspartner, beim Verkauf übergibt er den Park samt Standort.
Beide Entscheidungen hängen an Daten, die sich vor dem ersten Kontakt prüfen lassen. Für PPA und Kauf zählen der Ertragsverlauf und die Restlaufzeit der Anlagen: Sie bestimmen, wie viel Strom über wie viele Jahre fließt und was der Park wert ist. Bei einer Direktleitung entscheidet außerdem die Entfernung zwischen Park und Werk.
Auf wind-turbine.com finden Sie diese Daten an einer Stelle. In der Windkraftanlagen-Karte filtern Sie den Bestand nach Inbetriebnahmejahr: Anlagen, die bis 2005 ans Netz gingen, haben in der Regel keinen Vergütungsanspruch mehr. Sie steuern den Standort Ihres Werks an und sehen, welche Parks in der Umgebung stehen. Im Steckbrief jeder Anlage zeigen die abgerechneten Jahreserträge seit 2019, wie konstant ein Park liefert, und die Prognose rechnet den Ertrag für die nächsten 15 Jahre unter drei Klimaszenarien vor. Der Repowering-QuickCheck schätzt zusätzlich das Flächenpotenzial am Standort. Das Betreiberverzeichnis nennt die Gesellschaft hinter dem Park und damit den Ansprechpartner.
Für energieintensive Betriebe hat sich die Stromfrage verschoben. Der Industriestrompreis entlastet grundsätzlich nur die Hälfte des Verbrauchs, und ein neuer Windpark braucht rechnerisch vier Jahre bis zur ersten Kilowattstunde. Bestandsparks schließen diese Lücke: Gut 12 Gigawatt laufen bereits ohne Förderung und liefern ab Vertragsbeginn, jedes Jahr kommen weitere Jahrgänge hinzu.
Welches Modell sich rechnet, entscheidet zuerst der Planungshorizont. Ein Betrieb, der einen Teil seines Verbrauchs für einige Jahre absichern will, kommt mit dem PPA aus und hält sein Kapital im Kerngeschäft. Wer den Standort über die Restlaufzeit der Altanlagen hinaus denkt, kauft den Park und sichert sich die Repowering-Option. Erst danach fällt die Entscheidung über die Leitung. Steht ein Park nah am Werk, spart die Direktleitung Netzentgelte. Fehlt diese Nähe, öffnet der Bilanzkreis den gesamten Bestand, zum Preis voller Netzkosten.
Der Rechtsrahmen bewegt sich in Richtung Direktversorgung. Der EuGH hat die Direktleitung im September weit ausgelegt, der Regierungsentwurf zum EEG 2027 nimmt Direktstrom von der Erlösabschöpfung aus. Abschließend geregelt ist beides noch nicht: Die Anpassung des EnWG an das Urteil steht aus, das EEG 2027 liegt erst als Entwurf vor.
Für Betreiber älterer Parks wächst damit eine Gruppe von Abnehmern und Käufern, die für planbaren Strom bezahlt. Altstandorte in Reichweite eines bestimmten Werks gibt es allerdings nur wenige. Wer sie zuerst prüft, verhandelt zuerst.
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Welche Bestandsparks an Ihrem Wunschstandort infrage kommen, zeigt Ihnen die Übersicht an Windkraftanlagen mit Standort.
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