Erneuerbare in Europa: 1 Terawatt steckt in der Warteschleife

Wenn in Europa neue Windparks oder Solarparks entstehen sollen, reicht eine auf dem Papier gute Standortidee längst nicht. Betreiber brauchen Genehmigungen, eine Anschlusszusage vom Netzbetreiber und oft erhebliche Netzausbaumaßnahmen. Diese Abfolge kann Jahre dauern – und deshalb stehen heute Projekte im Umfang von mehreren hundert Gigawatt bis nahe 1 Terawatt in der Warteschleife. Für Verbraucher heißt das: langsamerer Ausbau sauberer Energie, höhere Unsicherheit bei Investitionen und manchmal teurere Strompreise. Dieser Artikel ordnet die Ursachen, zeigt praktische Beispiele und benennt Maßnahmen, die die Bremsen lösen können.

Der Begriff »connection queue« oder auf Deutsch »Netzanschlusswarteschlange« beschreibt Projekte, die formal einen Antrag auf Anschluss an das Verteil- oder Übertragungsnetz gestellt haben, aber noch keine verbindliche Anschlusszusage besitzen. Solche Warteschlangen enthalten Projekte in sehr unterschiedlicher Reife: von bloßen Anfragen bis zu finanzierten, baureifen Anlagen. Deshalb variieren Schätzungen stark; seriöse Policy‑Analysen und Branchenberichte sprechen von einer Spannweite von einigen hundert GW bis zu rund 1 500 GW, je nach Definition und geografischem Umfang.

Die Europäische Kommission sieht lange Anschluss- und Genehmigungszeiten als zentrales Hemmnis für den Ausbau erneuerbarer Erzeugungskapazität. (COM(2023)757)

Typische Ursachen sind technisch, regulatorisch und organisatorisch: begrenzte Hosting‑Kapazität an bestimmten Umspannwerken, aufwändige Umweltprüfungen, föderale Zuständigkeiten und fehlende Harmonisierung zwischen Netz- und Raumordnungsplanung. “Hosting‑Kapazität” meint die tatsächlich verfügbare Leistungsaufnahme an einem Netzpunkt, ohne dass dafür umfangreiche Verstärkungen nötig wären; sie wird meist konservativ berechnet, um Netzstabilität zu garantieren.

Die Zeitdimension ist relevant: Netzverstärkungen an Übertragungs‑ oder Verteilnetzen erfordern Planung, Baustellen, Material und Koordination mit vielen Akteuren. Für Hochspannungsleitungen sind Fristen von mehreren Jahren keine Ausnahme; Genehmigungsverfahren können ebenfalls Jahre dauern.

Eine kompakte Übersicht:

Wichtig ist: Die Zahl »1 TW wartet« kann je nach Definition plausibel sein, darf aber nicht ohne Kontext verwendet werden. Manche Zählweisen summieren alle Anfragen, andere zählen nur „fortgeschrittene“ Projekte. Daher sind Harmonisierung und transparente Metriken die Grundvoraussetzung für belastbare Aussagen.

Die Verzögerungen sind nicht abstrakt: Stadtwerke, Investoren und Gemeinden merken sie an konkreten Beispielen. Ein kommunales Solarprojekt kann fertig geplant sein, doch die Anschlusszusage für den nächsten Verteilnetztrafo fehlt. Für Anlagenbetreiber heißt das: Verzögerte Umsätze, unsichere Refinanzierungspläne und manchmal ein Abwandern des Kapitals in andere Märkte.

Ein weiteres Beispiel betrifft Windkraft: In Regionen mit hoher Nachfrage meldet sich eine große Anzahl von Entwicklern zur gleichen Zeit an. Ohne strenge Eintritts‑Meilensteine sammeln sich Projekte in der Queue. Dieses »first‑come, first‑served«‑Prinzip begünstigt spekulative Anträge und verstopft die Liste für reife Projekte.

Die Folgen im Alltag reichen von verpassten Einsparungen für Kommunen bis zu verlängerten Lieferketten und erhöhten Kapitalkosten für Projektierer. Haushalte spüren die Folge meist indirekt, etwa durch länger anhaltende Abhängigkeit von fossilen Backup‑Kraftwerken oder durch volatile Preise an Energiemärkten, wenn neue Erzeugungskapazität nicht rechtzeitig online geht.

Gute Praxisansätze zeigen, wie es anders gehen kann: Einige Länder nutzen transparente Hosting‑Karten, die anzeigen, wo kurzfristig Anschlüsse möglich sind. Andere setzen Meilensteine und Finanzgarantien ein, um spekulative Anträge auszufiltern. Auf unserer Seite finden Leser eine lokale Perspektive zur Windenergie in Deutschland und Europa, die solche Praxisbeispiele benennt: Windenergie in Deutschland und Europa.

Das Aufstauen von Projekten hält kurzfristig knappe Investitionsmittel zurück und erhöht das Risiko, dass der Markt unterkapazitive oder teure Lösungen favorisiert. Für die Industrie entstehen zwei zentrale Spannungen: Erstens die Unsicherheit über Rentabilität, zweitens die Belastung der Lieferketten—Hersteller von Turbinen oder Solarmodulen brauchen verlässliche Signale, um Produktionskapazitäten aufzubauen.

Gleichzeitig bergen Warteschlangen eine Chance: Wenn Behörden klare Priorisierungsregeln einführen, können vorrangig jene Projekte beschleunigt werden, die das meiste Systemnutzen bringen — etwa Hybridprojekte mit Speicher, die Netzspitzen abfedern, oder Projekte an Standorten mit echter Hosting‑Kapazität.

Ein Risiko besteht darin, dass konservative Berechnungen der Hosting‑Kapazität die verfügbare Anschlussleistung unterschätzen. Netzbetreiber legen Sicherheitsmargen an; das ist technisch begründet, kann aber dazu führen, dass Kapazität künstlich knapper erscheint als sie ist. Mehr Transparenz, standardisierte Annahmen und Stress‑Tests der Netze könnten hier helfen, ohne die Betriebssicherheit zu gefährden.

Außerdem ist die Allokation der Netzkosten ein politisches Spannungsfeld: Wer zahlt für lange Höchstspannungsleitungen — die Allgemeinheit, Regionen oder einzelne Projektierer? Unterschiedliche Antworten führen zu Verzögerungen. Eine einheitlichere Kostenverteilung und gezielte Förderinstrumente für antizipative Netzinvestitionen würden die Risikoallokation verbessern.

Mehrere praktische Hebel sind sofort wirkbar. Erstens: Standardisierung von Einreichungen und digitale Permitting‑Pfadwege. Digitale Formulare, verpflichtende Fristen und klare Checklisten reduzieren Bearbeitungszeiten und vermeiden Nachforderungen.

Zweitens: Priorisierung reifer Projekte. Ein Milestone‑Gate‑System verlangt, dass Antragsteller innerhalb definierter Fristen Fortschritte nachweisen (Finanzierung, Flächensicherung, Umweltauflagen). Wer die Meilensteine nicht hält, verliert seinen Platz in der Queue; das schafft Kapazität für ernste Projekte.

Drittens: Antizipative Netzinvestitionen. Statt nur auf Anträge zu reagieren, sollten Netzbetreiber und Planer mittelfristig Leitungen und Umspannwerke dort vorsehen, wo Modellrechnungen den größten Ausbau anzeigen. Diese Investitionen lassen sich mit EU‑, nationalen und privaten Mitteln bündeln.

Viertens: Flexiblere Anschlussverträge. Zeitlich gestaffelte oder partielle (“partial firm”) Anschlüsse erlauben eine frühe Teilinbetriebnahme und reduzieren den Druck auf sofortige Komplettanschlüsse. Solche Modelle schonen die Netzinfrastruktur und beschleunigen reale Inbetriebnahmen.

Viele dieser Ideen stehen bereits in politischen Empfehlungen, etwa im EU Grid Action Plan. Eine pragmatische Kombination aus digitalem Permitting, klaren Priorisierungsregeln, gezielten Netzinvestitionen und flexiblen Anschlussformen würde die Warteschlangen innerhalb von wenigen Jahren deutlich schmälern.

Wer an Detailbeispielen für nationale Netzausbauansätze interessiert ist, findet zusätzliche Hinweise und lokale Lösungen auf unserer Seite zur Netzausbau-Thematik: Netzausbau: Praxis und Wege.

Dass rund 1 TW an Projekten »wartet« ist eine bündige, aber vereinfachte Darstellung einer komplexen Realität: In den Warteschlangen finden sich unterschiedliche Projektstände, verschiedene Definitionen und mehrere miteinander verwobene Ursachen. Klar ist jedoch, dass verzögerte Genehmigungen und lange Netzanschlusszeiten den beschleunigten Ausbau erneuerbarer Erzeugung in Europa bremsen. Praktische Maßnahmen — digitale Prozesse, klar geregelte Priorisierungen, antizipative Netzinvestitionen und flexiblere Anschlussmodelle — würden den Flaschenhals entschärfen. Solche Änderungen sind technisch machbar und politisch steuerbar; sie lösen nicht alle Probleme, sind aber ein Hebel, mit dem sich sehr viel bewegen lässt.