Den gr\u00f6\u00dften Teil des vergangenen Jahrzehnts bestand die eigentliche H\u00fcrde 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 ger\u00e4t, sobald die Anlagen stehen. F\u00fcr den Ostseeraum, der seine ersten gro\u00dfen Offshore-Kapazit\u00e4ten ans Netz bringt und zugleich ein grenz\u00fcberschreitendes Netz zusammenf\u00fcgen will, ist die Frage der Reihenfolge zur entscheidenden geworden.<\/p>\n
Das Ausma\u00df der L\u00fccke<\/strong><\/p>\n Aurora Energy Research hat die Zahlen in einer Metaanalyse der europ\u00e4ischen Stromnetze zusammengetragen, und sie sind unbequem. Das Engpassmanagement kostete in Europa 2024 rund 8,9 Milliarden Euro, etwa 13 Prozent der j\u00e4hrlichen Netzinvestitionen. Wegen Engp\u00e4ssen wurden 72 TWh \u00fcberwiegend erneuerbarer Erzeugung abgeregelt, ungef\u00e4hr der Jahresverbrauch \u00d6sterreichs. Nach Auroras Modellierung f\u00fcr Gro\u00dfbritannien, Spanien und Italien verdoppelt sich die Abregelung bis 2030 auf 27 TWh.<\/p>\n Die Warteschlangen erz\u00e4hlen dieselbe Geschichte. Allein in Gro\u00dfbritannien, 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 k\u00f6nnen. Die Anfragen gro\u00dfer Stromverbraucher \u00fcbersteigen dort bereits die Spitzenlast von 2024. Auroras Urteil f\u00e4llt deutlich aus: Die meisten europ\u00e4ischen Warteschlangenverfahren sind ihrer Aufgabe nicht mehr gewachsen.<\/p>\n Es flie\u00dft Geld, aber zu wenig. Die Netzinvestitionen stiegen binnen f\u00fcnf Jahren um 47 Prozent auf rund 70 Milliarden Euro j\u00e4hrlich und liegen damit noch immer 15 bis 44 Prozent unter dem, was Klimaneutralit\u00e4t pro Jahr erfordert. Je weiter der Blick reicht, desto gr\u00f6\u00dfer die L\u00fccke: Bis 2040 bleiben die Zusagen der Verteilnetzbetreiber um mehr als 66 Prozent hinter dem Bedarf zur\u00fcck, die der \u00dcbertragungsnetzbetreiber um 29 Prozent. Der Weg bis 2050 bedeutet 576.000 km \u00dcbertragungsleitungen, 7,8 Millionen km Verteilnetz und \u00fcber f\u00fcnf Millionen Transformatoren. Europa muss sein Netz innerhalb eines Berufslebens neu bauen.<\/p>\n Das polnische Gegenbeispiel: zuerst die Leitungen<\/strong><\/p>\n Vor diesem Hintergrund hat Polen etwas getan, das Beachtung verdient. Polskie Sieci Elektroenergetyczne best\u00e4tigte die technische Bereitschaft der Offshore-\u00dcbertragungsinfrastruktur, bevor die ersten Ostseeparks sie ben\u00f6tigten. Das neue Umspannwerk Choczewo, das erweiterte Umspannwerk \u017barnowiec und die verbindende 400-kV-Leitung bestanden ihre Spannungspr\u00fcfungen. PSE-Vizepr\u00e4sident W\u0142odzimierz Mucha best\u00e4tigte, dass die Kette bereit sei, Strom aus der Ostsee zu Verbrauchern im Landesinneren zu transportieren.<\/p>\n Schnell ging das nicht. PSE begann 2019 in Pommern mit den Arbeiten, errichtete zwei Umspannwerke und mehr als 250 Kilometer H\u00f6chstspannungsleitungen und modernisierte den Bestand. Die Lehre ist unspektakul\u00e4r und teuer: Ein \u00dcbertragungsprogramm, 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 Auktionsfahrpl\u00e4nen zur\u00fcck.<\/p>\n Hybride: die Ostsee-Antwort<\/strong><\/p>\n Die strukturell interessantere Antwort ist der hybride oder Mehrzweck-Interkonnektor, ein Betriebsmittel, das zugleich Offshore-Wind anschlie\u00dft und Strom zwischen zwei M\u00e4rkten handelt. National Grid und TenneT Germany entwickeln mit GriffinLink eine Verbindung zwischen Gro\u00dfbritannien und Deutschland, nach eigener Darstellung das erste Projekt dieser Art in Europa. TenneT-Germany-Chef Tim Meyerj\u00fcrgens beschrieb es als Anschluss von Offshore-Windparks in einer Weise, die ein vermaschtes europ\u00e4isches System entstehen l\u00e4sst statt einer Sammlung isolierter Radialanbindungen.<\/p>\n Die Ostsee hat ihre eigene Variante. Litauen, Lettland und Deutschland unterzeichneten in Paris eine gemeinsame Absichtserkl\u00e4rung zu grenz\u00fcberschreitenden erneuerbaren Kapazit\u00e4ten; die \u00dcbertragungsnetzbetreiber Litgrid, Augstsprieguma t\u012bkls und 50Hertz vereinbarten, die Machbarkeit des Baltic-German PowerLink zu pr\u00fcfen. Litauens Energieminister \u017dygimantas Vai\u010di\u016bnas argumentierte, die hybride Verbindung w\u00fcrde die Exportm\u00f6glichkeiten Litauens und Lettlands deutlich erweitern und mehr Erneuerbaren-Ausbau tragf\u00e4hig machen. Die drei Staaten sagten zu, Kosten-Nutzen-Analysen, Finanzierungsmodelle und technische Studien zu unterst\u00fctzen; n\u00e4chste Ziele sind der Status als Vorhaben von gemeinsamem Interesse und EU-Mittel. Die Betreiber hatten das Konzept, damals als Baltic Hub, bereits f\u00fcr den Zehnjahresnetzentwicklungsplan 2026 von ENTSO-E eingereicht, und weitere Ostseeanrainer k\u00f6nnen hinzukommen.<\/p>\n Entscheidungen \u00fcber die n\u00e4chsten Schritte des PowerLink stehen bis zum Ende des dritten Quartals 2026 an, was sie zum unmittelbar relevanten Termin macht. Ein hybrider Interkonnektor l\u00f6st f\u00fcr die \u00f6stliche 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 l\u00e4uft.<\/p>\n Der ungeplante Kostenposten: die Lesbarkeit des Netzes<\/strong><\/p>\n 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 europ\u00e4ische Transparenzregeln inzwischen gegen die Sicherheit arbeiten. Hauptgesch\u00e4ftsf\u00fchrerin Kerstin Andreae benannte den Widerspruch direkt: NIS2 und das KRITIS-Dachgesetz verlangen strenge physische und digitale Schutzma\u00dfnahmen, w\u00e4hrend Open-Data- und Informationsfreiheitsregeln die Betreiber zur Ver\u00f6ffentlichung pr\u00e4ziser Karten, Standorte und technischer Daten zwingen.<\/p>\n F\u00fcr die Windbranche ist das nicht abstrakt. Kabelanlandungen, also die Punkte, an denen Offshore-Exportkabel auf das Landnetz treffen, sind \u00f6ffentlich. Ebenso Koordinaten und Kapazit\u00e4ten von Umspannwerken. Ebenso die Trassen der Ostsee-Interkonnektoren. Der BDEW fordert, detaillierte technische Daten nur verifizierten Stellen mit berechtigtem Interesse zug\u00e4nglich zu machen und alles \u00dcbrige nur aggregiert zu ver\u00f6ffentlichen. Wie diese Debatte ausgeht, entscheidet \u00fcber eine zus\u00e4tzliche Kostenposition und eine Entwurfsvorgabe f\u00fcr jedes Netzprojekt der Region, f\u00fcr die genannten Interkonnektoren ebenso wie f\u00fcr alles, was bereits im Wasser liegt.<\/p>\n Worauf zu achten ist<\/strong><\/p>\n Drei Punkte, nach N\u00e4he 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 f\u00fcr M\u00e4rkte, die den Engpass noch nicht sp\u00fcren. Drittens, ob aus dem Streit zwischen Sicherheit und Transparenz eine tragf\u00e4hige europ\u00e4ische 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. 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