Der geplante Baltic Link steht für neue Stromverbindungen zwischen Deutschland und dem Baltikum. Ziel ist mehr Versorgungssicherheit und ein stabilerer Markt. Doch was heißt das konkret für dich als Stromkundin oder Stromkunde? Der aktuelle System Study 2026 der Übertragungsnetzbetreiber zeigt: Zusätzliche Seekabel mit 600 bis 2.000 Megawatt pro Verbindung können Preisspitzen dämpfen und das System bis 2040 rechnerisch um rund 2 Milliarden Euro pro Jahr entlasten. Gleichzeitig hängen Netzentgelte, Baukosten und reale Effekte von Regulierung, Genehmigungen und Marktregeln ab.
Einleitung
Wenn im Winter viel geheizt und wenig Windstrom erzeugt wird, steigen die Preise an der Strombörse oft spürbar. Gleichzeitig wächst die Sorge vor Engpässen im Netz. Genau hier setzt der Baltic Link an. Gemeint sind neue Hochspannungs-Gleichstromverbindungen durch die Ostsee, die Deutschland enger mit den baltischen Staaten koppeln.
Die Idee klingt einfach: Wenn Strom in einer Region knapp ist, kann er aus einer anderen Region importiert werden. In der Praxis geht es jedoch um Milliardeninvestitionen, komplexe Genehmigungen und die Frage, wer am Ende zahlt. Der aktuelle Planungsstand stammt aus der “System Study 2026” der Baltic Offshore Grid Initiative. Sie untersucht, welche zusätzlichen Leitungen im Ostseeraum technisch sinnvoll und volkswirtschaftlich tragfähig sind.
Für dich entscheidend sind zwei Punkte: Wird das Stromnetz robuster gegen Ausfälle einzelner Leitungen oder Kraftwerke? Und spürst du die neuen Kabel irgendwann auf deiner Rechnung, etwa über Netzentgelte?
Was hinter dem Baltic Link steckt
Der Begriff Baltic Link beschreibt keine einzelne, bereits gebaute Leitung mit festem Preisschild. Laut der “System Study 2026” der beteiligten Übertragungsnetzbetreiber geht es um ein Bündel möglicher neuer Offshore-Verbindungen im Ostseeraum. Insgesamt identifiziert die Studie rund 13 Gigawatt zusätzliche Interkonnektor-Kapazität als wirtschaftlich sinnvoll.
Die Studie kommt zum Ergebnis, dass zusätzliche Offshore-Verbindungen im Ostseeraum bis 2040 jährliche Systemkosteneinsparungen von rund 2 Milliarden Euro ermöglichen können.
Einzelne Leitungen werden in Größenordnungen zwischen 600 und 2.000 Megawatt betrachtet. Zum Vergleich: Ein großes konventionelles Kraftwerk liegt oft bei etwa 1.000 Megawatt. Technisch setzen die Planer auf Hochspannungs-Gleichstrom, kurz HGÜ oder HVDC. Diese Technik eignet sich für lange Strecken unter Wasser und kann Strom gezielt von Punkt zu Punkt übertragen.
Wichtig ist auch der Zusammenhang mit Offshore-Wind. Die Studie rechnet im Ostseeraum bis 2040 mit zusätzlich rund 51 Gigawatt Offshore-Windleistung. Neue Seekabel können deshalb doppelt genutzt werden: als Verbindung zwischen Ländern und als Anbindung für Windparks auf See.
| Merkmal | Beschreibung | Wert |
|---|---|---|
| Zusätzliche Interkonnektoren | Im Ostseeraum identifizierte neue Kapazität | ca. 13 GW |
| Typische Projektgröße | Leistung pro neuer Verbindung | 600–2.000 MW |
| Modellierte Systemwirkung 2040 | Jährliche Kosteneinsparung im Basisszenario | ~2 Mrd. € pro Jahr |
Versorgungssicherheit im Stromnetz
Versorgungssicherheit heißt im Kern: Das Netz bleibt stabil, auch wenn etwas Unerwartetes passiert. Fällt eine große Leitung oder ein Kraftwerk aus, muss der Strom aus anderen Quellen kommen. Zusätzliche Verbindungen zwischen Deutschland und dem Baltikum erweitern die Auswahl an verfügbaren Import- und Exportpfaden.
Die System Study 2026 zeigt eine hohe Auslastung der geplanten Interkonnektoren im Modelljahr 2040, teilweise zwischen 80 und 90 Prozent. Das deutet darauf hin, dass die Leitungen im Alltag tatsächlich genutzt würden und nicht nur als Reserve dienen.
Gleichzeitig gibt es reale Risiken. ENTSO-E veröffentlicht regelmäßig Statistiken zur Verfügbarkeit von HGÜ-Verbindungen. Unterseekabel können durch technische Defekte oder externe Einwirkungen ausfallen. Medienberichte über beschädigte Ostsee-Kabel in den Jahren 2024 und 2025 zeigen, dass physische Infrastruktur verletzlich ist.
Mehr Leitungen erhöhen also die Redundanz, schaffen aber auch neue Abhängigkeiten von internationaler Infrastruktur. Für Deutschland bedeutet das: Die Wahrscheinlichkeit großflächiger Engpässe sinkt, solange mehrere unabhängige Verbindungen bestehen und Wartung sowie Schutzkonzepte funktionieren.
Strombörse, Netzentgelte und reale Kosten
Ob der Baltic Link deine Stromkosten senkt, hängt davon ab, welche Kostenart du betrachtest. An der Strombörse können zusätzliche Leitungen Preisspitzen dämpfen. Wenn Strom aus dem Baltikum oder Skandinavien günstiger ist, fließt er nach Deutschland und drückt den Großhandelspreis.
Die in der Studie genannten rund 2 Milliarden Euro pro Jahr beziehen sich auf modellierte Systemkosten im Jahr 2040. Darin stecken vermiedene Brennstoffkosten, geringere CO2-Emissionen und effizientere Nutzung von Kraftwerken. Das ist kein direktes Sparpaket für einzelne Haushalte, sondern eine volkswirtschaftliche Rechnung.
Die Baukosten der Kabel selbst sind in öffentlich zugänglichen Dokumenten nicht für ein konkretes Projekt beziffert. Technische Berichte der EU-Kommission zu Unterseekabeln zeigen jedoch, dass HGÜ-Verbindungen je nach Länge und Technik im Bereich von mehreren hundert Millionen bis zu wenigen Milliarden Euro pro Projekt liegen können. Wie diese Investitionen auf Netzentgelte umgelegt werden, entscheidet die jeweilige Regulierung.
In Deutschland refinanzieren Übertragungsnetzbetreiber genehmigte Investitionen über Netzentgelte. Steigen die Investitionssummen stark an, können die Entgelte zunächst wachsen, selbst wenn der Großhandelspreis sinkt. Kurzfristig ist also auch eine Mehrbelastung möglich, bevor sich langfristige Effizienzgewinne auswirken.
Woran du die Wirkung künftig messen kannst
Statt auf Ankündigungen zu setzen, lohnt sich der Blick auf konkrete Kennzahlen. Erstens sind die Netzentgelte der Übertragungsnetzbetreiber ein direkter Indikator. Steigen sie nach Inbetriebnahme neuer Leitungen, tragen Verbraucherinnen und Verbraucher einen Teil der Investitionen.
Zweitens geben Daten zum Engpassmanagement Aufschluss. Wenn Redispatch-Maßnahmen, also kostenintensive Eingriffe zur Netzstabilisierung, zurückgehen, spricht das für ein entlastetes Netz. Diese Kosten werden ebenfalls über Umlagen finanziert.
Drittens lohnt der Blick auf Preisunterschiede zwischen Regionen. Verringern sich dauerhafte Spreads zwischen Deutschland und dem Baltikum oder zwischen Nord- und Süddeutschland, zeigt das, dass Strom freier fließen kann. Genau diese Marktintegration ist das Ziel neuer Interkonnektoren.
Entscheidend bleibt die Zeitachse. Zwischen Systemstudie, Genehmigung, Finanzierung und Bau liegen oft viele Jahre. Spürbare Effekte für Haushalte sind daher realistisch erst nach vollständiger Inbetriebnahme und Marktintegration zu erwarten.
Fazit
Der Baltic Link steht für mehr grenzüberschreitende Stromverbindungen in der Ostsee. Laut System Study 2026 können zusätzliche Interkonnektoren mit zusammen rund 13 Gigawatt Kapazität bis 2040 deutliche Systemvorteile bringen. Mehr Auswahl bei Import und Export erhöht die Versorgungssicherheit und kann Preisspitzen abfedern.
Ob du persönlich weniger zahlst, hängt von zwei Ebenen ab: vom Großhandelspreis und von den Netzentgelten. Sinkende Börsenpreise können durch steigende Investitionskosten teilweise ausgeglichen werden. Ein schneller Preiswunder-Effekt ist daher nicht seriös zu erwarten. Realistisch ist ein schrittweiser Effekt, wenn Projekte genehmigt, gebaut und regulatorisch sauber eingebettet sind.
