Den größten Teil des vergangenen Jahrzehnts bestand die eigentliche Hürde eines Windprojekts in Genehmigung und Finanzierung. Das hat sich verschoben. Europaweit liegt die bindende Restriktion inzwischen weiter hinten in der Kette: bei den Leitungen, den Umspannwerken und der Warteschlange, in die man gerät, sobald die Anlagen stehen. Für den Ostseeraum, der seine ersten großen Offshore-Kapazitäten ans Netz bringt und zugleich ein grenzüberschreitendes Netz zusammenfügen will, ist die Frage der Reihenfolge zur entscheidenden geworden.

Das Ausmaß der Lücke

Aurora Energy Research hat die Zahlen in einer Metaanalyse der europäischen Stromnetze zusammengetragen, und sie sind unbequem. Das Engpassmanagement kostete in Europa 2024 rund 8,9 Milliarden Euro, etwa 13 Prozent der jährlichen Netzinvestitionen. Wegen Engpässen wurden 72 TWh überwiegend erneuerbarer Erzeugung abgeregelt, ungefähr der Jahresverbrauch Österreichs. Nach Auroras Modellierung für Großbritannien, Spanien und Italien verdoppelt sich die Abregelung bis 2030 auf 27 TWh.

Die Warteschlangen erzählen dieselbe Geschichte. Allein in Großbritannien, Frankreich, Italien, Spanien und den Niederlanden warten mehr als 800 GW Solar und Wind sowie 550 GW Batterieprojekte auf Netzzugang, weit mehr als diese Systeme aufnehmen können. Die Anfragen großer Stromverbraucher übersteigen dort bereits die Spitzenlast von 2024. Auroras Urteil fällt deutlich aus: Die meisten europäischen Warteschlangenverfahren sind ihrer Aufgabe nicht mehr gewachsen.

Es fließt Geld, aber zu wenig. Die Netzinvestitionen stiegen binnen fünf Jahren um 47 Prozent auf rund 70 Milliarden Euro jährlich und liegen damit noch immer 15 bis 44 Prozent unter dem, was Klimaneutralität pro Jahr erfordert. Je weiter der Blick reicht, desto größer die Lücke: Bis 2040 bleiben die Zusagen der Verteilnetzbetreiber um mehr als 66 Prozent hinter dem Bedarf zurück, die der Übertragungsnetzbetreiber um 29 Prozent. Der Weg bis 2050 bedeutet 576.000 km Übertragungsleitungen, 7,8 Millionen km Verteilnetz und über fünf Millionen Transformatoren. Europa muss sein Netz innerhalb eines Berufslebens neu bauen.

Das polnische Gegenbeispiel: zuerst die Leitungen

Vor diesem Hintergrund hat Polen etwas getan, das Beachtung verdient. Polskie Sieci Elektroenergetyczne bestätigte die technische Bereitschaft der Offshore-Übertragungsinfrastruktur, bevor die ersten Ostseeparks sie benötigten. Das neue Umspannwerk Choczewo, das erweiterte Umspannwerk Żarnowiec und die verbindende 400-kV-Leitung bestanden ihre Spannungsprüfungen. PSE-Vizepräsident Włodzimierz Mucha bestätigte, dass die Kette bereit sei, Strom aus der Ostsee zu Verbrauchern im Landesinneren zu transportieren.

Schnell ging das nicht. PSE begann 2019 in Pommern mit den Arbeiten, errichtete zwei Umspannwerke und mehr als 250 Kilometer Höchstspannungsleitungen und modernisierte den Bestand. Die Lehre ist unspektakulär und teuer: Ein Übertragungsprogramm, das sechs oder sieben Jahre vor der ersten Kilowattstunde startet, verhindert, dass das nationale Netz zum Bremsklotz der Parks wird. Wer diese Uhr erst jetzt startet, liegt bereits hinter den eigenen Auktionsfahrplänen zurück.

Hybride: die Ostsee-Antwort

Die strukturell interessantere Antwort ist der hybride oder Mehrzweck-Interkonnektor, ein Betriebsmittel, das zugleich Offshore-Wind anschließt und Strom zwischen zwei Märkten handelt. National Grid und TenneT Germany entwickeln mit GriffinLink eine Verbindung zwischen Großbritannien und Deutschland, nach eigener Darstellung das erste Projekt dieser Art in Europa. TenneT-Germany-Chef Tim Meyerjürgens beschrieb es als Anschluss von Offshore-Windparks in einer Weise, die ein vermaschtes europäisches System entstehen lässt statt einer Sammlung isolierter Radialanbindungen.

Die Ostsee hat ihre eigene Variante. Litauen, Lettland und Deutschland unterzeichneten in Paris eine gemeinsame Absichtserklärung zu grenzüberschreitenden erneuerbaren Kapazitäten; die Übertragungsnetzbetreiber Litgrid, Augstsprieguma tīkls und 50Hertz vereinbarten, die Machbarkeit des Baltic-German PowerLink zu prüfen. Litauens Energieminister Žygimantas Vaičiūnas argumentierte, die hybride Verbindung würde die Exportmöglichkeiten Litauens und Lettlands deutlich erweitern und mehr Erneuerbaren-Ausbau tragfähig machen. Die drei Staaten sagten zu, Kosten-Nutzen-Analysen, Finanzierungsmodelle und technische Studien zu unterstützen; nächste Ziele sind der Status als Vorhaben von gemeinsamem Interesse und EU-Mittel. Die Betreiber hatten das Konzept, damals als Baltic Hub, bereits für den Zehnjahresnetzentwicklungsplan 2026 von ENTSO-E eingereicht, und weitere Ostseeanrainer können hinzukommen.

Entscheidungen über die nächsten Schritte des PowerLink stehen bis zum Ende des dritten Quartals 2026 an, was sie zum unmittelbar relevanten Termin macht. Ein hybrider Interkonnektor löst für die östliche Ostsee zwei Probleme auf einmal: Er verschafft litauischen und lettischen Offshore-Ambitionen einen Weg in einen tiefen Markt und gibt der Region eine zweite Verbindungsachse, die nicht durch einen einzigen Engpunkt läuft.

Der ungeplante Kostenposten: die Lesbarkeit des Netzes

Eine Komplikation kommt hinzu, mit der Netzplaner vor zehn Jahren nicht rechnen mussten. Der BDEW argumentiert nach einem Vorfall an der Kabelinfrastruktur in Berlin, dass europäische Transparenzregeln inzwischen gegen die Sicherheit arbeiten. Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae benannte den Widerspruch direkt: NIS2 und das KRITIS-Dachgesetz verlangen strenge physische und digitale Schutzmaßnahmen, während Open-Data- und Informationsfreiheitsregeln die Betreiber zur Veröffentlichung präziser Karten, Standorte und technischer Daten zwingen.

Für die Windbranche ist das nicht abstrakt. Kabelanlandungen, also die Punkte, an denen Offshore-Exportkabel auf das Landnetz treffen, sind öffentlich. Ebenso Koordinaten und Kapazitäten von Umspannwerken. Ebenso die Trassen der Ostsee-Interkonnektoren. Der BDEW fordert, detaillierte technische Daten nur verifizierten Stellen mit berechtigtem Interesse zugänglich zu machen und alles Übrige nur aggregiert zu veröffentlichen. Wie diese Debatte ausgeht, entscheidet über eine zusätzliche Kostenposition und eine Entwurfsvorgabe für jedes Netzprojekt der Region, für die genannten Interkonnektoren ebenso wie für alles, was bereits im Wasser liegt.

Worauf zu achten ist

Drei Punkte, nach Nähe geordnet. Erstens die PowerLink-Entscheidung zum Ende des dritten Quartals, die zeigen wird, ob das baltische Hybridkonzept ein finanziertes Projekt wird oder eine Studie bleibt. Zweitens, ob eine Reform der Anschlusswarteschlangen kommt, bevor die Warteschlangen selbst zur bindenden Restriktion baltischer Auktionen werden, denn Auroras Befund gilt auch für Märkte, die den Engpass noch nicht spüren. Drittens, ob aus dem Streit zwischen Sicherheit und Transparenz eine tragfähige europäische Regel entsteht statt acht nationaler, denn ein vermaschtes Offshore-Netz mit acht Datenregimen baut sich langsamer. Nichts davon ist so fotogen wie eine Anlage, die aufgestellt wird. Alles davon entscheidet darüber, wann diese Anlage etwas verdient.