neue energie: Herr Dr. Kigle, Ihre Studie zeigt, dass ein stärkerer Windenergieausbau in Süddeutschland bis zu 1,8 Milliarden Euro Redispatchkosten pro Jahr einsparen kann. Wie sind Sie zu diesem Ergebnis gekommen?
leitete das Themenfeld Energiesystem und Märkte an der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) in München mit den Schwerpunkten Energiesystemmodellierung und Energiemarktdesign. Im Frühjahr 2026 veröffentlichte er zusammen mit Alexander Heyder und Miguel Martínez Pérez eine Studie zu möglichen Einsparungen im Stromsystem durch vermiedene Redispatch‑Kosten.
Meine Kollegen Alexander Heyder und Miguel Martínez Pérez haben für beide Szenarien für jeden Landkreis stündliche Erzeugungszeitreihen modelliert und mit historischen Abregelungsdaten verschnitten – also mit den Stunden, in denen tatsächlich Redispatch anfällt. Multipliziert mit den historischen Redispatchkosten von 204 Euro je Megawattstunde (MWh) ergibt sich eine Kostendifferenz zwischen den Szenarien von rund 1,8 Milliarden Euro pro Jahr.
ne: Sie vergleichen zwei Ausbauszenarien: den „Trendzubau“ – sprich das Gebotspreis-basierte Szenario – mit Schwerpunkt im Norden und einen „netzseitig erwarteten Zubau“ – das NEP-basierte Szenario – mit ausgewogenerer Verteilung. Worin liegen die wesentlichen Unterschiede – und warum kommen genehmigte Projekte in Bayern und Baden-Württemberg trotz ausreichender Flächen kaum zum Zug?
Kigle: Die Szenarien unterscheiden sich in ihrer Priorisierungslogik. Im Gebotspreis-basierten Szenario setzt sich durch, wer bundesweit am günstigsten in den EEG-Auktionen bietet – das sind strukturell die windhöffigeren Standorte im Norden, die einfach niedrigere Stromgestehungskosten haben. Das NEP-Szenario orientiert sich stattdessen an länderspezifischen Ausbauzielen, von denen die Übertragungsnetzbetreiber ausgehen.
Das Referenzertragsmodell setzt genau hier an: Über einen Korrekturfaktor wird der anzulegende Wert für windschwächere Standorte angehoben – Projektierer im Süden können damit trotz höherer Gestehungskosten ein wettbewerbsfähiges Gebot einreichen. Funktioniert hat das, solange die Ausschreibungen nicht massiv überzeichnet waren. Wegen der Überzeichnungen sind die Zuschlagspreise in den letzten Ausschreibungen stark gefallen: von 7,33 ct/kWh in WIND24-3 auf 5,06 ct/kWh im Mai 2026 (WIND26-2). Für einen Ausgleich der strukturell höheren Gestehungskosten in Süddeutschland reicht der Korrekturfaktor über das Referenzertragsmodell in diesem Wettbewerbsumfeld nicht mehr aus – der Anteil bezuschlagter Gebote in Bayern an der gesamt bezuschlagten Menge lag in der Auktion WIND26-2 im Mai bei 2,3 Prozent, obwohl über 300 genehmigte Anlagen vorlagen. Das Nadelöhr ist also nicht die Genehmigung, sondern das aktuelle Ausschreibungsdesign.
ne: Ein Argument für den starken Ausbau im Norden ist wie von Ihnen beschrieben die höhere Windhöffigkeit. Ihre Studie zeigt aber, dass dieser Vorteil durch Abregelungen weitgehend verpufft. Können Sie das genauer erklären?
Kigle: Das ist tatsächlich ein interessanter Befund unserer Analyse. Vor Abregelung erzeugt das Gebotspreis-basierte Szenario tatsächlich 13 bis 17 TWh (je nach zugrunde gelegtem Wetterjahr) mehr Strom bei gleicher installierter Windleistung in Deutschland – der meteorologische Vorteil des Nordens ist real. Der Großteil dieser Mehrproduktion landet jedoch im Redispatch, weil die Nord-Süd-Übertragungskapazitäten in windreichen Stunden bereits ausgelastet sind. Jede zusätzliche Einspeisung nördlich des Engpasses verschärft das Problem. So können große Teile der zusätzlichen Produktion nicht in das System integriert werden. Nach Abregelung schrumpft der Erzeugungsvorteil auf 4 bis 8 TWh. Für diese verbleibende Mehrenergie zahlt das System rund 1,8 Milliarden Euro an Redispatchmehrkosten.
ne: Neben den eingesparten Redispatchkosten nennen Sie weitere systemische Vorteile eines stärkeren Süd-Ausbaus – etwa beim Netzausbau. Welche sind das, und wie groß ist deren Bedeutung im Vergleich zu den Einsparungen beim Engpassmanagement?
Kigle: Die 1,8 Milliarden Euro sind das, was wir methodisch sauber belegen konnten. Darüber hinaus haben wir drei weitere Effekte qualitativ beschrieben, die die Gesamtbilanz weiter verschieben dürften:
- Netzausbau: Ein dauerhaft hoher Redispatchbedarf markiert eine ökonomische Schwelle, ab der ein gezielter Netzausbau volkswirtschaftlich effizienter wird. Ein ausgewogenerer Windausbau könnte diesen Bedarf strukturell reduzieren – das lässt sich aber nur mit umfassenden Netzberechnungen beziffern.
- Marktwerte: Norddeutsche Windparks speisen oft gleichzeitig ein, was Kannibalisierungseffekte erzeugt, Marktwerte drückt und damit EEG-Marktprämien für alle Anlagen erhöht. Süddeutsche Anlagen speisen möglicherweise antizyklisch ein und könnten diesen Effekt dämpfen.
- Netzreserve: Mehr Windleistung im Norden erhöht den Bedarf an gesicherter positiver Redispatchleistung. Solange neue Gaskraftwerke frühestens ab 2031 verfügbar sind, bedeutet das mehr Kohlekraftwerke in der Reserve – mit erheblichen Vorhaltekosten.
Diese Effekte konnten wir im Rahmen der Studie leider nicht quantifiziert, aber sie zeigen alle in dieselbe Richtung. Die bezifferten 1,8 Milliarden Euro sind damit eher eine untere Grenze des systemischen Nutzens.
ne: Die Erneuerbaren-Verbände aus Baden-Württemberg und Bayern fordern eine Anpassung des Referenzertragsmodells. Kritiker hingegen warnen, dass eine stärkere Förderung windschwacher Standorte die Kosten der Energiewende erhöht. Wie sehen Sie diese Debatte – und welche Reformoptionen liegen auf dem Tisch?
Kigle: Das Kostenargument der Kritiker klingt zunächst plausibel. Nur optimiert das aktuelle Ausschreibungssystem auf den niedrigsten Gebotspreis – nicht auf die niedrigsten Gesamtsystemkosten. Unsere Ergebnisse zeigen, dass scheinbar günstigere Nordstandorte das System am Ende teurer machen können, weil die Redispatchmehrkosten bisher nicht eingepreist sind. Die pauschale Gleichsetzung von „günstigerem Gebotspreis“ mit „günstigerer Energiewende“ ist energiewirtschaftlich nicht haltbar.
Richtig ist aber auch: Höhere anzulegende Werte im Süden bedeuten zunächst höhere Zahlungen aus dem EEG-Konto. Den Systemeinsparungen in Höhe von 1,8 bis 1,9 Milliarden Euro durch einen verteilten Wind-Onshore-Ausbau auf Grund eingesparter Redispatchkosten stehen zusätzliche Förderkosten in Höhe von bis zu 500 Millionen Euro entgegen. Damit ergeben sich Gesamteinsparungen von mehr als 1 Milliarde Euro. Abschließend lässt sich der Gesamtnutzen eines regional ausgewogenen Urteils nur durch umfassende Energiesystemmodellierung beziffern – das war nicht Gegenstand dieser Studie. Am Ende ist das Referenzertragsmodell ein Korrekturinstrument für ein tieferliegendes Strukturproblem: Solange Deutschland ein einheitliches Marktgebiet beibehält, gibt der Strompreis keinen Hinweis darauf, wo ein neues Windrad das System entlastet – und wo es Redispatch verursacht. Ein Gebotszonensplit oder Nodal Pricing würde dieses Signal direkt liefern und die gesamte Debatte um regionale Korrekturfaktoren weitgehend überflüssig machen. Dass diese Option politisch derzeit nicht ernsthaft diskutiert wird, macht Lösungen wie das Referenzertragsmodell notwendig – aber eben auch begrenzt wirksam.
ne: Angenommen, die Politik greift Ihre Ergebnisse auf: Wie schnell könnten die positiven Effekte sichtbar werden?
Kigle: Für genehmigte Projekte, die bei angepassten Rahmenbedingungen Zuschläge erhalten könnten, sind Realisierungszeiten von zwei bis drei Jahren realistisch. Systemische Effekte beim Redispatch wären also nicht sofort, aber innerhalb weniger Jahre messbar. Unsere Studie liefert dafür eine quantitative Grundlage. Welche Schlussfolgerungen die Politik daraus zieht und wie die Umsetzung erfolgt, müssen wir abwarten.