Windatlas · Ausschreibungen · Nord vs. Süd
Warum bayerische Windparks bei den Ausschreibungen so oft leer ausgehen
Bayern braucht viel Strom — bekommt aber bei den bundesweiten Förderauktionen der Bundesnetzagentur kaum Zuschläge. Eine Reise durch Karten, Zahlen und die fünf Gründe dahinter, erklärt ohne Fachchinesisch.
Die Zahl, die alles sagt
Eine ganze Auktionsrunde — und für Bayern blieb fast nichts übrig.
In der Ausschreibungsrunde, deren Ergebnisse die Bundesnetzagentur Ende März 2026 bekannt gab, erhielten bundesweit 270 Projekte einen Zuschlag. Aus Bayern kamen vier — und im Februar davor war es sogar nur ein einziges.
Jeder Punkt = ein Zuschlag (270 gesamt) · orange = Bayern (4)
Karte 1 · Wohin die Zuschläge wandern
Der Windstromausbau hat ein deutliches Nord-Süd-Gefälle.
Seit 2017 versteigert die Bundesnetzagentur die Förderung für neue Windräder. Schaut man, wer dabei gewinnt, entsteht ein klares Bild: Der Norden bekommt fast alles, der Süden kaum etwas.
- ⅔der bis Ende 2025 bezuschlagten Leistung gingen an nur vier Nord-Länder: Schleswig-Holstein, Niedersachsen, Brandenburg und Nordrhein-Westfalen.
- 9 %entfielen auf die gesamte Südregion — dabei ist sie rund ein Drittel der Fläche Deutschlands.
- 32×allein der Kreis Paderborn (NRW) bekam in 32 von 39 Auktionsrunden Zuschläge.
Die Erklärung · Fünf Gründe
Warum ist das so? Es ist nicht ein Grund — es sind mehrere, die sich verstärken.
Manche stecken im Wetter, manche im Fördersystem, manche in Bayerns eigener Vergangenheit. Hier der Reihe nach.
Grund 01 · Der Wind selbst
Im Norden bläst der Wind stärker.
Das ist der Kern des Problems. An der Küste und in der norddeutschen Tiefebene weht der Wind kräftiger und gleichmäßiger als im hügeligen, bewaldeten Süden. Mehr Wind heißt mehr Strom aus demselben Windrad — und damit niedrigere Kosten je Kilowattstunde.
Bei den Auktionen gewinnt, wer am günstigsten liefern kann. Ein windreicher Nordstandort ist deshalb fast immer im Vorteil. Genau diesen Nachteil soll ein Rechentrick ausgleichen — siehe Grund 02.
Werte: Jahresmittel der Windgeschwindigkeit (Richtwerte, DWD/Windatlas). Auch im Süden gibt es gute Lagen (Höhenrücken, Mittelgebirge) — im Schnitt aber liegt der Norden klar vorn. Moderne Anlagen in 140–160 m Nabenhöhe nutzen deutlich höhere Geschwindigkeiten als die hier genannten Richtwerte.
Grund 02 · Das Referenzertragsmodell
Der Ausgleich, der nicht ganz ausreicht.
Damit windschwache Standorte nicht chancenlos sind, rechnet das Referenzertragsmodell einen Bonus drauf: schwächerer Standort → mehr Geld pro kWh; Top-Standort → etwas weniger. Klingt fair — und ist es im Prinzip auch. Probier es aus:
Standort-Regler
Schieb die Standortgüte von schwach (Süden) zu stark (Norden).
Anzulegender Wert = Zuschlagswert × Korrekturfaktor (EEG § 36h). Basis hier: ø 5,06 ct/kWh — der gewichtete Mittelwert der Zuschläge vom Mai 2026, nicht der Höchstwert.
Der Haken: Sinkt die Güte, steigt zwar die Förderung je kWh — aber der Stromertrag sinkt zugleich. Unterm Strich bleibt für ein Süd-Windrad meist weniger Erlös (rechte Säule, Referenz 100 % = 100). Und der Bonus ist gedeckelt: Unter 60 % Güte gibt es keinen Aufschlag mehr — und so niedrige Werte sind nur in der Südregion erlaubt. Ausgeglichen wird der schwächere Wind, nicht aber die oft höheren Bau- und Transportkosten in Wald- und Hügellagen.
*Schematische Werte, angelehnt an die Stützstellen des EEG §36h (60 % → ×1,42; 100 % → ×1,0; 150 % → ×0,79). Keine konkrete Wirtschaftlichkeitsrechnung.
Grund 03 · Verdrängung in der Auktion
Wer die Förderung kaum braucht, sichert sie sich trotzdem.
Ein EEG-Zuschlag ist im heutigen System praktisch eine kostenlose Versicherung: Die Marktprämie gleicht nur nach unten aus. Fällt der Börsenpreis unter den Zuschlagswert, zahlt die Förderung die Differenz — liegt er darüber, behält der Betreiber den Mehrerlös. Zurückgezahlt wird nichts.
Die Folge: Auch Top-Standorte im Norden bieten mit, obwohl sie ihren Strom längst wirtschaftlich über den Markt oder langfristige Lieferverträge verkaufen könnten — im Mai gewannen Gebote schon ab 4,44 ct/kWh. Für sie ist der Zuschlag eine Absicherung obendrauf. Für den Süden mit teureren Standorten ist er die Voraussetzung, überhaupt zu bauen.
Und weil die Auktion stur nach Preis sortiert und die Menge gedeckelt ist (achtmal in Folge überzeichnet), belegen die abgesicherten Nord-Projekte die knappen Mengen — selbst der Ausgleich aus Grund 02 rettet ein Süd-Gebot dann nicht mehr über die Zuschlagsgrenze. Projektierer wie juwi plädieren deshalb für den Erhalt des ausgleichenden Modells; die Koalition hat als Antwort zweiseitige Differenzverträge (CfD) vereinbart, bei denen Mehrerlöse künftig zurückfließen.
Mai-Runde 2026, schematisch: 628 Gebote konkurrierten um 2.495 MW. Bezuschlagt wurde von 4,44 bis 5,19 ct — dann war die Menge voll. Wer mehr braucht (typisch Süd), geht leer aus, egal wie systemdienlich der Standort wäre.
Grund 04 · Der Genehmigungs-Stau
Der Stau wandert: vom Amt in die Auktion.
Um überhaupt mitbieten zu dürfen, braucht ein Windrad eine immissionsschutzrechtliche Genehmigung. Jahrelang war genau das Bayerns Flaschenhals — eine Spätfolge der 10H-Abstandsregel.
Doch dieser Knoten platzt gerade: 2025 wurden in Bayern rund 770 neue Windräder beantragt — Rekord, mehr als in den drei Jahren davor zusammen. Rund 1,7 Gigawatt sind inzwischen genehmigt und warten auf den Bau.
Nur: Gebaut wird deshalb noch lange nicht. 2025 gingen in Bayern gerade 17 Windräder in Betrieb, und in den Auktionen 2026 gab es bisher fünf Zuschläge (einen im Februar, vier im Mai). Der Stau hat sich verlagert — vom Landratsamt in die Auktion: Bundesweit liegen rund 12 Gigawatt genehmigte Projekte auf Halde, während pro Jahr nur 10 Gigawatt ausgeschrieben werden. Die Auktionen sind achtmal in Folge überzeichnet.
Der Engpass von gestern (Genehmigung) ist gelöst — der von heute heißt Ausschreibungsmenge. In der überfüllten Auktion greift dann das Verdrängungsspiel aus Grund 03 umso härter.
Grund 05 · Die Südregion & ihre kleine Quote
Es gibt eine eigene Süd-Quote — aber sie ist schwach.
Der Gesetzgeber hat eine Südregion definiert und ihr eine Mindestquote in den Auktionen reserviert. Die Idee: ein Teil der Zuschläge soll garantiert in den Süden gehen.
In der Praxis bleibt der Effekt klein. Die Quote braucht genügend genehmigte Süd-Projekte, um gefüllt zu werden (siehe Grund 04) — und war zeitweise wegen fehlender EU-Freigabe gar nicht anwendbar. Ergebnis: Die Südregion umfasst rund ein Drittel von Deutschlands Fläche und Bevölkerung, holte aber nur 9 % der Zuschläge.
Nicht verwechseln: Diese Süd-Quote ist etwas anderes als der Nachteilsausgleich aus Grund 02. Der Nachteilsausgleich (Referenzertragsmodell) ist ein Korrekturfaktor, den jede einzelne Anlage je nach Standortgüte bekommt — also auch jedes Windrad in Bayern. Die Süd-Quote dagegen reserviert geografisch einen Anteil der Auktionsmenge für die Südregion. Zwei verschiedene Hebel: der eine wirkt pro Anlage, der andere über die Verteilung der Mengen.
Das Paradox · Die fehlenden Trassen
Der Windstrom entsteht im Norden — gebraucht wird er im Süden.
Bayern verbraucht als Industriestandort besonders viel Strom — produziert aber wenig eigenen Windstrom.
Die Lücke sollen lange Gleichstrom-Leitungen aus dem Norden füllen — drei riesige HGÜ-Trassen mit zusammen rund 8 Gigawatt:
Das Problem: Geplant sind sie seit Anfang der 2010er-Jahre. Bayern bestand 2015 auf teuren Erdkabeln statt Freileitungen — der „Erdkabelkompromiss" trieb Kosten und Bauzeit massiv nach oben. 2026 ist noch keine der drei Trassen vollständig in Betrieb.
Solange der Windstrom nicht ankommt, behilft sich das Netz mit teurem Engpassmanagement (Redispatch). Mehr Windkraft direkt im Süden würde genau das entschärfen — das ist der Kern der ganzen Debatte.
Der Stand jetzt · Juni 2026
Aus der Schieflage ist ein Gesetzeskampf geworden.
Ein Zuschlag im Februar, vier im Mai — Bayerns magere 2026er-Bilanz ist kein Ausreißer, sondern Auslöser einer Grundsatzdebatte. Entschieden wird sie gerade in zwei Vorhaben: der EEG-Novelle 2027 und dem sogenannten Netzpaket.
Pikant ist die Frontstellung. Ausgerechnet das Bundeswirtschaftsministerium von Katherina Reiche wollte das Referenzertragsmodell schwächen und die Netzbetreiber entscheiden lassen, wo gebaut werden darf. Inzwischen bewegt sich etwas: Die Koalition hat sich im April auf zweiseitige Differenzverträge als Kern des EEG 2027 verständigt und will das Referenzertragsmodell laut Koalitionsbeschluss ausdrücklich „weiterentwickeln“ — für eine regional ausgewogenere Verteilung, „insbesondere auch für Windenergie im Süden“. Beim umstrittenen Redispatch-Vorbehalt signalisiert die Ministerin Kompromissbereitschaft bis hin zum Verzicht. Entschieden ist aber nichts.
Und es drängt: Die EU-Genehmigung für die heutige Förderung läuft Ende 2026 aus. Bis dahin muss ein neues System stehen.
Was jetzt auf dem Spiel steht
Der Fahrplan
Wer steht wo
Modell erhalten · Süden stärken
Mehr Menge, fairer Ausgleich, Ausbau dort, wo der Strom gebraucht wird.
Modell schwächen · über das Netz steuern
Förderkosten senken, Netzbetreiber bestimmen die Standorte.
Dazwischen: Die Koalitionsfraktionen (Modell „weiterentwickeln“, CfD statt einseitiger Prämie), Projektierer wie HellwegWind (Modell behalten, Fehlanreize abstellen) und Teile der SPD aus Nord- und Ostdeutschland, die einen zu starken „Südbonus“ fürchten.
Die Akteure im Einzelnen
Politik
Katherina Reiche wollte das Referenzertragsmodell schwächen und den Zubau übers Netz steuern; nach breiter Kritik zeigt sie sich beim Redispatch-Vorbehalt kompromissbereit — bis hin zum Verzicht — und hat das Juli-Kabinett zugesagt.
Hubert Aiwanger legt nach der Mai-Runde nach: 14 statt 10 GW jährlich, 5-GW-Sonderausschreibung 2027, Korrekturfaktor 1,70 statt 1,50 und ein Süd-Segment von mindestens 20 % der Auktionsmenge.
Die Regierungsfraktionen haben sich auf zweiseitige CfDs geeinigt und wollen das Referenzertragsmodell „weiterentwickeln“ für eine regional ausgewogenere Verteilung — wie konkret, entscheidet sich im Netzpaket.
Martin Stümpfig fordert eine echte Südquote von 12 GW (6+6 in 2027/28) nur für den Süden; die Bundespartei will 5 GW extra 2026 und dauerhaft 15 statt 10 GW pro Jahr. Im Juli zitieren sie Reiche wegen der Verzögerungen in den Wirtschaftsausschuss.
Verbände
Dennis Rendschmidt fordert nach der Mai-Runde, das beschlossene Zusatzvolumen von 12 GW zeitnah und stetig verteilt auszuschreiben.
Bärbel Heidebroek warnt vor den Risiken der Gesetzespläne für den Windausbau und fordert nach der Mai-Runde, die November-Ergebnisse noch vor Jahresende zu veröffentlichen — sonst drohten Investitionsunsicherheiten ohne genehmigtes EEG.
Der BDEW verteidigt das Modell und schlägt als EU-konformen Übergang ein „Marktmengenmodell“ mit Differenzvertrag vor.
Robert Busch (bne) nennt das Netzpaket einen „Wunschzettel der Netzbetreiber“, der den Anschlussvorrang aushöhle.
LEE Bayern und PEE BW stützen sich auf eine FfE-Studie: mehr Süd-Wind könnte rund 1,9 Mrd. € Redispatch pro Jahr sparen. Sie fordern höhere Mengen.
Privatwirtschaft
Die MVV-Tochter plädiert in ihrem Positionspapier dafür, das Referenzertragsmodell beizubehalten: Erst Auktion plus Modell erzeugten echten Wettbewerb und sinkende Zuschlagswerte — im Februar gewann juwi selbst zehn Projekte in sieben Bundesländern.
Der Pfälzer Süd-Projektierer rechnet vor: Wird der Referenzertrag angetastet, sind rund 2.300 geplante Anlagen in BY, BW und RP nicht mehr umsetzbar — und etwa 575 Mio. € bereits bezahlter Gutachten- und Genehmigungskosten wären verbrannt.
Statt Redispatch-Vorbehalt schlagen Green Planet Energy/Enervis regional gestaffelte Baukostenzuschüsse vor; Öko-Institut und Stiftung Umweltenergierecht einen Netzengpass-Malus nur für die Gebotsreihenfolge — steuern ohne Würgegriff.
Die Gegenargumente — und was ihnen entgegensteht
Die Kritik am Referenzertragsmodell ist nicht aus der Luft gegriffen. Vier Einwände — und warum sie den Süd-Ausbau trotzdem nicht entwerten.
Das Referenzertragsmodell subventioniert teure Schwachwind-Standorte und treibt die Förderkosten.
Systemisch spricht vieles dagegen: Süd-Wind steht dort, wo der Strom verbraucht wird — das spart Netzausbau und Redispatch. Eine FfE-Studie beziffert allein die mögliche Redispatch-Ersparnis auf rund 1,9 Mrd. € pro Jahr. Und es geht nicht um Schrott-Lagen: Nur etwa 40 % der Süd-Projekte sind echte Schwachwind-Standorte — der Ausgleich schafft Vergleichbarkeit, keine Subvention ins Blaue.
Mehr Süd-Wind hilft nicht — die teuren Redispatch-Kosten entstehen durch Abregelung im Norden.
Laut BWE entsteht der größere Teil dieser Kosten nicht durch abgeregelte Windräder, sondern weil im Süden konventionelle Kraftwerke hochgefahren werden müssen. Genau diese Hochfahr-Kosten sinken, wenn im Süden mehr eigener Wind steht.
Besser die Netzbetreiber steuern lassen, wo gebaut wird, als über die Förderung auszugleichen.
Das Netzpaket löst das Süd-Problem nicht, es verschiebt nur die Entscheidungsmacht. Mit Redispatch-Vorbehalten von bis zu zehn Jahren und über 800 einzelnen Verteilnetzbetreibern droht massive Investitionsunsicherheit — während im Süden weiter zu wenig gebaut wird. Inzwischen räumt selbst das Ministerium Nachbesserungsbedarf ein und signalisiert beim Vorbehalt Kompromissbereitschaft.
Das Modell verleitet dazu, Windparks zu dicht zu stellen — das treibt die Stromgestehungskosten.
Stimmt, und das räumen sogar BDEW und Projektierer wie HellwegWind ein. Aber das ist ein gezielt korrigierbarer Fehlanreiz bei der Abschattungs-Anrechnung — kein Grund, den ganzen Nord-Süd-Ausgleich zu kippen. Nachjustieren statt abschaffen.
Eine Südquote verdrängt Projekte im Norden und Osten.
Nur, wenn man Menge umverteilt. Werden die zusätzlichen 12 GW obendrauf ausgeschrieben, entsteht kein Nullsummenspiel. Und nicht ausgeschöpfte Süd-Kontingente fallen ohnehin in die allgemeine Ausschreibung zurück — der Norden verliert also nichts.
Stand: Juni 2026. Die Debatte bewegt sich schnell — die verlinkten Quellen führen jeweils zum aktuellen Stand. Im Kern bleibt die Frage dieselbe wie am Anfang dieser Seite: Soll der Strom dort entstehen, wo am meisten Wind weht — oder auch dort, wo er gebraucht wird?