Potenzial zur Einsparung von Redispatch durch Windenergie in Süddeutschland

Motivation

Deutschland steht vor der Aufgabe, den Ausbau der Windenergie weiter zu unterstützen, sie besser in das Energiesystem zu integrieren und dabei regionale Ungleichgewichte zu verringern. Aktuelle EEG‑Ausschreibungsergebnisse aus dem Jahr 2025 zeigen, dass die Verfahren stark überzeichnet sind und dadurch die Zuschlagspreise sinken [1]. Dadurch entsteht das Risiko, dass das EEG‑Referenzertragsmodell [2] unter den aktuellen Marktbedingungen nicht mehr ausreicht, um Windenergieanlagen im Süden weiterhin im erforderlichen Umfang zu fördern. Insbesondere in Bayern und Baden‑Württemberg könnten trotz vieler ausgewiesener Flächen [3] große Potenziale künftig ungenutzt bleiben.

Gleichzeitig bleiben die Redispatchkosten auf einem hohen Niveau, da starke Windeinspeisungen im Norden regelmäßig zu Netzengpässen führen. Dies verursacht hohe Abregelungsmengen im Norden sowie positive Redispatchmaßnahmen im Süden. Vor diesem Hintergrund stellt sich die Frage, ob ein stärkerer Windenergieausbau in Süddeutschland systemische Vorteile bieten könnte, unter anderem in Form von Einsparungen bei den Redispatchkosten.

Zielsetzung

Ziel der Studie ist die systematische Quantifizierung der Auswirkungen zweier unterschiedlicher Regionalisierungspfade des Windenergiezubaus bis 2030: ein Trendzubau (mit mehr Ausbau im Norden) sowie ein netzseitig erwarteter Zubau (mit regional ausgewogener Verteilung des Ausbaus).

Verglichen werden zusätzlicher Redispatchbedarf und die daraus entstehenden Kosten. Daraus wird abgeleitet, ob ein stärkerer Windenergieausbau in Süddeutschland einen systemischen Vorteil für das Gesamtsystem bringen kann.

Methodik

Für die Analyse wurden der Status quo und alle relevanten Datengrundlagen umfassend für das Jahr 2025 aufbereitet. Anschließend wurde das bundesweite Ausbauziel für 2030 (115 GW gemäß EEG‑2023) festgelegt. Darauf aufbauend wurden zwei Regionalisierungsansätze zur Ableitung des Windenergiezubaus an Land in Deutschland im Jahr 2030 verwendet

• Gebotspreis‑basiertes Szenario: Trendzubau gemäß aktueller EEG‑Ausschreibungslogik; Priorisierung des Zubaus auf Basis anlagenscharf berechneter Gebotspreise, mit Schwerpunkt auf Zubau im Norden
• NEP‑basiertes Szenario: Netzseitig erwarteter Ausbaupfad; Priorisierung des Zubaus über anlagenscharfe Kategorisierung und erwartete Erschließungsschritte gemäß Netzentwicklungsplan, mit einer regional ausgewogeneren Verteilung.

Nachdem beide Ausbaupfade definiert wurden, erfolgte die Berechnung zusätzlicher Redispatchmengen und Redispatchkosten. Grundlage hierfür sind modellierte Erzeugungszeitreihen sowie abgeleitete Abregelungszeitreihen. Die verwendete Methodik ist bewusst konservativ ausgelegt und stellt eine Vereinfachung dar, da keine Netzsimulationen durchgeführt wurden. Danach werden die beiden Szenarien verglichen, um zusätzliche Redispatchkosten zu analysieren. Alle Berechnungen wurden für zwei meteorologisch unterschiedliche Wetterjahre (2023 und 2024) durchgeführt. In Abbildung 1 ist der methodische Ansatz dargestellt.

Im Rahmen der Kurzstudie hat die FfE folgende Arbeiten durchgeführt:

• Aufbereitung und Plausibilisierung der MaStR‑Daten (Bestand & geplante Anlagen)
• Modellierung zukünftiger Windparkkonfigurationen (WiSTL‑Tool)
• Modellierung stündlicher Erzeugungszeitreihen (ERA5‑Wetterdaten + Leistungskennlinien)
• Ableitung regionaler Abregelungsprofile für Entlastungsregionen und die übrige Nordregion
• Quantifizierung der Redispatchmengen und ‑kosten für beide Szenarien
• Bewertung der systemischen Effekte und ökonomischen Implikationen

Ergebnisse

Zentrales Ergebnis der Kurzstudie: Ein regional ausgewogener Ausbaupfad mit deutlich mehr Windenergie in Süddeutschland kann jährlich bis zu 1,9 Mrd. € Redispatchkosten einsparen, im Vergleich zu einem Trendzubau, der überwiegend in Norddeutschland stattfindet.

Die Ergebnisse sind im Kontext der konservativ angesetzten Methodik einzuordnen. Der aktuelle Ausschreibungstrend begünstigt perspektivisch das gebotspreis‑basierte Szenario, das höhere Redispatchkosten verursacht. Ein stärkerer Ausbau im Süden, wie im netzseitig erwarteten Zubau, kann hier systemische Vorteile bieten und langfristig zur Reduktion des Engpassmanagements beitragen.

Literatur

[1] Monitor EEG-Auktionen Wind | Goal100. In https://goal100.org/monitor/auktionen. (Abruf am 2026-2-18); Berlin: ProjectTogether gGmbH, 2026.

[2] Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien (Erneuerbare- Energien-Gesetz – EEG 2023) (EEG 2023). Ausgefertigt am 2014-07-21, Version vom 2023-07-26; Berlin: Bundesministerium der Justiz, 2023

[3] Planungsstand Windenergiegebiete. In https://www.fachagentur-wind-solar.de/veroeffentlichungen/interaktive-karten/planungsstand-windenergiegebiete#c1497. (Abruf am 2026-2-18); Berlin: Fachagentur Wind und Solar e. V., 2026.