Die Ostsee wird still und leise zu einem einzigen Infrastrukturobjekt. Nicht zu einer Ansammlung nationaler Windparks mit nationalen Netzanschlüssen, sondern zu einem verbundenen System aus Interkonnektoren, Seekabeln und zunehmend Wasserstoffkorridoren. Die Projekte des vergangenen Jahres ergeben erst zusammengelesen Sinn — und zusammengelesen weisen sie auf einen Befund: Der Engpass der Ostsee-Windkraft verschiebt sich von der Erzeugung auf alles, was sie transportiert.

Die Investitionslücke in Zahlen

Aurora Energy Research hat das Problem in einer Meta-Analyse europäischer Stromnetze beziffert, und die Zahlen sind unbequem. Engpassmanagement kostete Europa 2024 rund 8,9 Milliarden Euro — etwa 13 Prozent der jährlichen Netzinvestitionen, ausgegeben für die Folgen fehlender Netze. Im selben Jahr wurden 72 TWh überwiegend erneuerbarer Erzeugung wegen Engpässen abgeregelt, vergleichbar mit dem gesamten Jahresstromverbrauch Österreichs.

Die Warteschlangen wiegen schwerer als die Abregelung. Allein in Großbritannien, Frankreich, Italien, Spanien und den Niederlanden beantragen derzeit über 800 GW Solar und Wind sowie 550 GW Batterieprojekte Netzzugang. Auroras Urteil ist deutlich: Die meisten europäischen Warteschlangenverfahren sind ihrer Aufgabe nicht mehr gewachsen.

Die Investitionen sind gestiegen — um 47 Prozent in fünf Jahren auf rund 70 Milliarden Euro jährlich — und liegen dennoch 15 bis 44 Prozent unter dem, was Klimaneutralität jährlich erfordert. Die Lücke wächst mit dem Zeithorizont. Bis 2040 bleiben die Zusagen der Verteilnetzbetreiber um über 66 Prozent hinter dem Bedarf zurück, die der Übertragungsnetzbetreiber um 29 Prozent. Bis 2050 braucht Europa 576.000 km Übertragungsleitungen, 7,8 Millionen km Verteilnetzleitungen und über fünf Millionen Transformatoren — der Neubau des Netzes binnen einer Generation.

„Die Technologien sind verfügbar; wir müssen sie jetzt in Tempo und Größenordnung einsetzen”, sagte Gerhard Salge, Chief Technology Officer von Hitachi Energy. Frederik Beelitz von Aurora benannte den politischen Punkt: Erneuerbaren-Ziele seien ohne regulatorischen Fokus auf die Transportinfrastruktur nicht erreichbar.

Wie ein vermaschtes Meer aussieht

GriffinLink zeigt die Richtung am klarsten. National Grid und TenneT Germany entwickeln einen Multi-Purpose-Interkonnektor zwischen Großbritannien und Deutschland, der Offshore-Wind beider Länder an beide Märkte anbinden würde — das erste Projekt dieser Art in Europa.

Die Unterscheidung zählt. Ein herkömmlicher Interkonnektor verbindet zwei Netze. Ein Multi-Purpose-Interkonnektor verbindet zwei Netze und die dazwischenliegenden Windparks, sodass ein Kabelsatz leistet, wofür sonst separate Radialanbindungen plus ein separater Interkonnektor nötig wären. Weniger Kabel, weniger Stahl, weniger Meeresboden, geringere Kosten, weniger Belastung für Küstengemeinden.

„Statt isolierter Einzelprojekte werden wir künftig immer mehr hybride, grenzüberschreitende Verbindungen sehen, und dafür brauchen wir klare politische Rahmenbedingungen”, sagte Tim Meyerjürgens, CEO von TenneT Germany. Ben Wilson von National Grid Ventures betonte dasselbe von der anderen Seite: Die Rahmenwerke müssten zügig entwickelt und umgesetzt werden. Beide bringen Größe mit — National Grid betreibt ein Interkonnektor-Portfolio von 7,8 GW, TenneT Germany von 23 GW.

Die Ostsee hat dieselbe Geografie und dieselbe Logik. Was ihr fehlt, ist die regulatorische Mechanik, um Kosten und Erlöse zwischen zwei Staaten und einem Windpark aufzuteilen, der keinem von beiden gehört.

Die Sicherheitsebene

Dann gibt es den Teil, der kein Ingenieurproblem ist. Die Europäische Kommission hat 347 Millionen Euro aus der Fazilität „Connecting Europe” für strategische Seekabelprojekte bereitgestellt, dazu eine Cable Security Toolbox mit sechs strategischen und vier technischen Maßnahmen sowie eine Liste von 13 Cable Projects of European Interest in drei Fünfjahresstufen bis 2040.

Ein Detail verdient Beachtung. Ein Aufruf über 20 Millionen Euro finanziert modulare Reparatureinheiten, stationiert in Häfen und auf Werften zur schnellen Wiederherstellung von Kabeldiensten — und das Pilotvorhaben konzentriert sich ausdrücklich auf die Ostsee, wegen der Zunahme von Störungen, die auf mögliche feindliche Handlungen hindeuten. Antragsberechtigt sind ausschließlich öffentliche Stellen mit Notfallmandat: Katastrophenschutz, nationale Notfallagenturen, Küstenwachen und Marinen.

Das ist eine bedeutsame Verschiebung. Kabelreparatur war bislang eine kommerzielle Dienstleistung, beauftragt von den Kabeleigentümern. Sie als staatlich vorgehaltene Katastrophenschutzfähigkeit zu behandeln, spiegelt die Einschätzung, dass die Unterwasserinfrastruktur der Ostsee einem Bedrohungsmodell gegenübersteht, das der Verteidigung näher steht als der Instandhaltung. 2026 folgen weitere Aufrufe über 60 Millionen Euro für Reparaturmodule und 20 Millionen Euro für intelligente Kabelsensorik, dazu 267 Millionen Euro für CPEI-Projekte in den Jahren 2026 und 2027.

Wasserstoff als zweites Netz

Finnland baut das andere Rückgrat der Region. Die Roadmap des Finnischen Wasserstoffclusters will das Land bis 2035 zur wettbewerbsfähigsten Wasserstoffwirtschaft Europas machen, bei einem Regierungsziel von 10 Prozent der EU-Produktion und -Nutzung sauberen Wasserstoffs bis 2030.

Der erste konkrete Schritt ist eine Lead Market Task Force für nachhaltigen Flugkraftstoff mit dem Ziel von 60.000 Tonnen eSAF jährlich bis 2030 — rund einem Zehntel des gesamten EU-Mandats — und 250.000 Tonnen bis 2035. Flugkraftstoff als Einstiegsmarkt zu wählen, ist eine bewusste Entscheidung: Dahinter steht ein regulatorisches Mandat, das jenes Nachfrageproblem löst, an dem Wasserstoff andernorts hängt.

„Jede Tonne Wasserstoff und E-Fuel, die in Finnland produziert wird, verringert unsere Abhängigkeit von Energieimporten”, argumentiert die Roadmap und knüpft das Programm ausdrücklich an die Versorgungssicherheit. Klima- und Umweltministerin Sari Multala beschrieb sauberen Wasserstoff als Weg zu Energie- und Kraftstoffautarkie. Herkko Plit, Vorsitzender des Clusters, wurde beim Risiko der Langsamkeit deutlicher: „Diese Roadmap ist unser gemeinsames Drehbuch, damit Finnland kein Zuschauer ist, während die Industriekarte Europas neu gezeichnet wird.”

Der Cluster stellt klar, dass dies national nicht zu leisten ist, und ruft zur Zusammenarbeit mit Partnern im Ostseeraum und in der EU auf. Wasserstoffnetze sind wie Stromnetze mehr wert, wenn sie Grenzen überschreiten.

Der rote Faden

Netzinvestitionen, vermaschte Interkonnektoren, Kabelsicherheit und Wasserstoffkorridore wirken wie vier getrennte Dossiers. Sie sind eine Frage, viermal gestellt: Kann die Ostsee das Bindegewebe so schnell bauen wie die Erzeugung?

Die ehrliche Antwort lautet heute nein. Erzeugung wird über Auktionen und Differenzverträge Jahre im Voraus kontrahiert. Netze werden in Regulierungszyklen geplant, die diesen Auktionen hinterherlaufen, und die Kostenlücke wächst mit dem Zeithorizont. Zugleich kommt die Intelligenzschicht, die aus dem Bestand mehr herausholen könnte — der belgische Betreiber Elia senkte seinen Prognosefehler beim Systemungleichgewicht mittels KI um 41 Prozent —, doch bessere Prognosen ersetzen kein Kabel.

Worauf es in den nächsten zwei Jahren ankommt, ist nicht das nächste Gigawatt Ostseekapazität. Es ist, ob ein Multi-Purpose-Interkonnektor in diesem Meer den Financial Close erreicht, ob die Kabelreparaturmodule tatsächlich stationiert und besetzt werden und ob Finnlands Wasserstoffnachfrage fristgerecht entsteht. Diese drei Antworten bestimmen, was die Erzeugung wert ist.