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通过引入参考增益值（选定场址下机组发电量预估值与这一机型在EEG 2017 规定的选址参考标准下的发电量预估值的比值），分析影响项目质量因素，即项目的“质量因子”（标准值为100%）。由于EEG 2017 的相关规定以项目质量因子为出发点，项目在运营一定周期后（5 年、10 年、15 年）可能产生一些变化。
按照EEG 2017 规定，项目正式并网发电后享受20 年政府专项补贴资金，而此前的补贴期限规定还包括项目的并网调试过程在内。除此之外，通过引入“调整因子”体现不同选址下的差异性，以方便招标人比较报价。如图1 所示，利用线性插值法，计算项目质量因子介于70% － 150% 时的调整因子数值（以10% 为单位增量），由此实现报价水平的调整，并在全国范围内营造公平的竞争环境，引导风电开发重心转移。
为更符合当前风电机组运行实况，EEG2017 对“ 选址标准参考”作出明确规定——“利用瑞利分布模型拟合风速分布后，该选址距地面高度100 米处年平均风速达到6.45 米/ 秒；同时利用风廓线拟合幂律曲线, 得到整个测风高度的风切变指数为0.25。”
同时EEG 2017 规定，投标人在成功中标后，需在项目并网之前进行影响项目质量因素分析，并提供相关证明文件，之后方可获得享受政府专项补贴资金的资格。为此，投标人必须根据《FGW e.V. 风电机组技术导则》，将发电能力评估文件经认证专家评审后，提交至电网运营商。EEG 2017 还要求项目分别在投运后的第5 年、第10 年、第15 年，提交影响项目质量因素分析报告，同样需要经过专家评审。
项目在并网之前的发电量评估，即用净发电量扣除影响风电场实际出力的各个因素造成的电量减少数值——风电场发电量折减（折减因素包括尾流效应、技术可用性、实际发电量损失、强风引起的强湍流和相关法律规定）。同时，在项目投运后的第5 年、第10 年、第15 年进行此项估算时，需按照过去5 年的总上网电量计算，其中包括“非实际发电量”。
“非实际发电量”指以下各项电量数值的总和：
（1）技术局限因素造成的损失电量，在净发电量中占比超过2% ；
（2）受并网管理体系影响的限发电量；
（3）其他因素（如停机等）造成的未并网电量。
EEG 2017 规定，候选风电场在被确定为最终所选风电场后，其中标电价不得超过每千瓦时7 欧分（约合人民币0.53 元）；2018 年1月1 日起，最高中标电价水平的确定，将取此前3 轮竞拍中最高投标电价的平均值，同时保留两位小数。
当投标价格相同时，招标人将依据招标规模定标。若有不同投标人报价和招标规模二者都相同的情况，招标人必要时可通过投票法定标，被推荐的中标候选人应获得多数评委的投票。
项目必须在中标后（招标人接受投标）的2 年内投运，否则将因此向电网运营商缴纳罚款。项目中标后24 个月、26 个月、28 个月之内未投运的，需要缴纳的罚款分别为每千瓦10欧元（约合人民币74.6 元）、每千瓦 20 欧元（约合人民币149.3 元）与每千瓦30 欧元（约合人民币224.1 元）。
值得注意的是，以下类型的风电项目不纳入招标竞价机制实施范围，同时不存在因为延期并网被罚款的情况：
（1）装机容量少于750 千瓦的；
（2）年度装机总量少于12.5 万千瓦的陆上风电试点项目；
（3）按照德国《联邦排放控制法》规定，在2017 年1 月1 日前完成项目审批手续审批，在2019 年前并网的陆上风电项目（即“过渡项目”）；
（4）无条件承诺在2017 年1 月1 日之前并网的海上风电项目；或已经确定并网容量并且将于2021 年年底之前并网的海上风电项目。
社区能源项目特殊条款
为保持并促进产业的多样化发展，EEG2017 提出了针对“当地所属能源项目”的特殊条款，规定居民自主经营的能源公司可直接参与项目招标，不需要获得《联邦排放控制法》许可。除此之外，与上述“报价定价法”不同的是，居民自主经营的能源公司所投标价被接受的，同一招标日期内取最高价格为最终中标价格。
EEG 2017 规定，居民所属的能源项目在开发之前，招标人必须获得土地所有者许可并取得土地使用权，并且根据《FGW e.V. 风电机组技术导则》规定进行项目发电能力评估，同时必须获得认证专家评审意见。
