Windenergie im Süden: Systemische Einsparungen durch vermiedene Redispatch‑Kosten
Der Ausbau der Windenergie an Land entwickelt sich weiterhin regional unausgewogen. Die jüngsten EEG-Ausschreibungsergebnisse zeigen eine kontinuierliche Senkung der Zuschlagswerte, ausgelöst durch eine stark steigende Wettbewerbsintensität. Trotz höherer Ausschreibungsvolumina werden die Verfahren zunehmend überzeichnet, begünstigt durch die deutlich wachsende Anzahl ausgewiesener Flächen und die schnelleren Genehmigungsverfahren. Diese Dynamik verstärkt die strukturellen Standortvorteile windreicher Regionen im Norden. Dadurch besteht die Befürchtung, dass süddeutsche Projekte, insbesondere in Baden‑Württemberg und Bayern, aufgrund ihrer höheren Gebotspreise weiterhin nur selten Zuschläge erhalten, obwohl dort grundsätzlich ausreichende Flächenpotenziale vorhanden sind.
Obwohl das EEG 2023 über das Referenzertragsmodell bereits ein Instrument enthält, das regionale Standortunterschiede ausdrücklich berücksichtigen soll, zeigt sich in der Praxis, dass dieser Ausgleichmechanismus unter den aktuellen Markt- und Ausschreibungsbedingungen nicht mehr die ursprünglich intendierte Wirkung entfaltet. Angesichts der bevorstehenden Überarbeitung des EEG stellt sich daher die Frage, ob Anpassungen notwendig sind, die auch die systemischen Vorteile eines ausgewogeneren Windausbaus berücksichtigen, etwa Einsparungen beim Redispatch. Ein besser auf die heutigen Bedingungen abgestimmtes Anreizsystem könnte dazu beitragen, regional verzerrte Ausbaupfade zu korrigieren und langfristig zu einem robusteren sowie gesamtwirtschaftlich effizienteren Energiesystem beizutragen.
Kernaussagen
1. Der Markt tendiert zu einem einseitigen Nord‑Ausbau und verlagert rund 10 GW aus dem Süden in stark redispatchgeprägte Regionen.
Unter den aktuellen Ausschreibungstrends, im Folgenden als Trendzubau bezeichnet, würden bis 2030 in Baden‑Württemberg nur 2,85 GW und in Bayern 3,72 GW installiert. Im Vergleich dazu sieht der netzseitig erwartete Ausbau 7,46 GW bzw. 9,37 GW vor, auch als NEP‑basierter Ausbau bezeichnet. Insgesamt verschieben sich damit rund 10 GW potenzieller installierter Leistung aus Bayern und Baden‑Württemberg in norddeutsche Gebiete (siehe Abbildung 1), die bereits heute durch hohe Abregelungsmengen geprägt sind. Diese werden in Anlehnung an den § 13k EnWG in dieser Studie als Entlastungsregionen bezeichnet.
2. Mehr Erzeugung im Norden führt zu rund 9 TWh zusätzlicher Abregelung
Obwohl das gebotspreisbasierte Szenario aufgrund des stärkeren Ausbaus im Norden 13–17 TWh höhere Bruttoerzeugung ermöglicht, gehen große Teile dieser Mehrproduktion durch die deutlich intensiveren Abregelungen in den Entlastungsregionen verloren. Insgesamt werden dabei rund 9 TWh zusätzlich abgeregelt.
3. Ein stärkerer Windausbau im Süden kann im Stromsystem bis zu 1,8 Mrd. € Redispatchkosten pro Jahr einsparen.
Ein regional ausgewogenerer Windausbau führt zu geringfügig weniger Stromerzeugung, kann jedoch insgesamt zu deutlichen wirtschaftlichen und systemischen Vorteilen beitragen. Für das Jahr 2030 könnten durch einen verstärkten Ausbau der Windenergie im Süden, wie im NEP vorgesehen, zusätzliche Redispatchkosten von 1,8 Mrd. € weitgehend vermieden werden.
Weitere systemische Aspekte für die Diskussion
Die verwendete Methodik ist bewusst konservativ ausgelegt und stellt eine Vereinfachung dar, da keine Netzsimulationen durchgeführt wurden. Neben den Redispatchbedarfen und ‑kosten bestehen weitere systemische Aspekte, die für die Diskussion relevant sind.
Dazu zählt insbesondere der Kontext des geplanten Netzausbaus. Maßnahmen wie Ultranet, SuedLink oder SuedOstLink sollten in die Bewertung regionaler Ausbaupfade einbezogen werden, da eine realistische Einschätzung ihrer Wirkung Netzsimulationen erfordert, um Engpasssituationen, Lastflüsse und Transportkapazitäten angemessen zu erfassen. Auch marktseitige Effekte spielen eine Rolle. Ein stärkerer Ausbau im Süden kann aufgrund geringerer Gleichzeitigkeit in der Einspeisung die Kannibalisierungseffekte reduzieren und dadurch zu höheren Marktwerten führen, was wiederum geringere Marktprämien zur Folge haben kann. Gleichzeitig verursachen Standorte in Süddeutschland aufgrund geringerer Windgüte jedoch höhere anzulegende Werte im Referenzertragsmodell, sodass trotz potenziell höherer Marktwerte insgesamt höhere Marktprämien notwendig sein können. Darüber hinaus beeinflusst ein unausgewogener, nordlastiger Ausbau den künftigen Bedarf an positiver Redispatchleistung, insbesondere aus der Netzreserve, deren Abruf häufig mit höheren spezifischen Kosten verbunden ist und damit das Engpassmanagement zusätzlich belasten kann.
Fazit
Insgesamt zeigt die Kurzstudie, dass die regionale Verteilung des Windausbaus einen wesentlichen Einfluss auf Redispatchmengen und -kosten hat. Obwohl weder Netzausbau noch eine vollständige Energiesystemmodellierung berücksichtigt wurden, liefern die Ergebnisse einen wichtigen fachlichen Impuls: Ein regional ausgewogenerer Ausbaupfad mit stärkerem Zubau in Süddeutschland kann gesamtsystemisch zu geringeren Redispatchkosten führen. Diese Studie bietet damit eine erste analytische Grundlage für eine weiterführende und fundierte Diskussion, für die Weiterentwicklung des EEG und die Ausgestaltung regional differenzierter Fördermechanismen.
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