Die Frankreich Offshore-Wind Kürzung 2035 wirft eine zentrale Frage auf: Welche Auswirkung auf deutsche Strompreise im Winter und beim Import aus Frankreich ist realistisch? Deutschland profitiert in Engpassstunden messbar von Stromflüssen aus Frankreich. Fällt künftig weniger französischer Offshore-Wind an oder verzögert sich der Ausbau, können Preisspreads im Day-Ahead-Markt steigen und das Versorgungsrisiko in kritischen Stunden zunehmen. Der Artikel ordnet die Datenlage ein und zeigt, was das für Haushalte, Industrie und Energiepolitik bedeutet.
Einleitung
Wenn es im Winter sehr kalt ist und gleichzeitig wenig Wind weht, steigen die Strompreise oft spürbar. In genau diesen Stunden wird sichtbar, wie eng die europäischen Strommärkte miteinander verflochten sind. Deutschland importiert dann regelmäßig Strom aus Nachbarländern, darunter Frankreich.
Vor diesem Hintergrund wird die Diskussion um die Frankreich Offshore-Wind Kürzung 2035 relevant. Frankreich plant laut Entwurf seiner Energieprogrammierung rund 18 GW Offshore-Wind bis 2035 mit einem angenommenen Lastfaktor von 45 %. Das entspricht etwa 71 TWh pro Jahr. Wird dieses Ziel reduziert oder zeitlich gestreckt, verändert sich das Angebot im europäischen Markt.
Für Deutschland stellt sich damit eine konkrete Frage: Welche Auswirkung auf deutsche Strompreise im Winter und auf das Versorgungsrisiko ergibt sich, wenn weniger französischer Offshore-Strom zur Verfügung steht?
Wie stark Deutschland im Winter von Frankreich abhängt
Die ENTSO-E-Transparenzplattform liefert stündliche Daten zu Day-Ahead-Preisen und grenzüberschreitenden Stromflüssen. Analysen für Wintermonate 2023 und 2024 zeigen, dass Frankreich in Hochpreisstunden regelmäßig Strom nach Deutschland exportiert hat. Besonders in sogenannten Knappheitsstunden, also wenn der deutsche Day-Ahead-Preis deutlich über dem Durchschnitt lag, war der Nettofluss von Frankreich nach Deutschland positiv.
In Stunden mit hohen deutschen Day-Ahead-Preisen wirken zusätzliche Importe aus Frankreich preisdämpfend auf den Preisspread zwischen beiden Märkten.
Technisch bedeutet das: Steigt der deutsche Preis über den französischen, fließt Strom über die Interkonnektoren nach Deutschland. Diese physikalischen Flüsse werden in Megawatt gemessen und lassen sich stündlich auswerten. Gleichzeitig lassen sich Importanteile am deutschen Lastniveau berechnen.
| Merkmal | Beschreibung | Wert |
|---|---|---|
| Offshore-Ziel FR 2035 | Installierte Leistung laut PPE-Entwurf | 18 GW |
| Angenommener Lastfaktor | Durchschnittliche Auslastung Offshore | 45 % |
| Jahreserzeugung | Abgeleitete Strommenge | ca. 71 TWh |
| Netzausbau FR | Geplantes Investitionsvolumen 2025–2040 | ca.€94 Mrd. |
Die Zahlen verdeutlichen: Das Offshore-Volumen ist energiewirtschaftlich relevant. Selbst wenn nur ein Teil dieser Strommenge in kritischen Stunden exportiert werden kann, beeinflusst das Angebot im deutschen Markt.
Preiswirkung im Day-Ahead-Markt
Im europäischen Strommarkt werden Preise im Day-Ahead-Verfahren gebildet. Für jede Stunde des Folgetages ergibt sich ein Auktionspreis in Euro pro Megawattstunde. Entscheidend ist das Zusammenspiel aus Angebot, Nachfrage und grenzüberschreitender Übertragungskapazität.
Auswertungen auf Basis von ENTSO-E-Daten und Regressionsanalysen zeigen: Steigen die französischen Exporte nach Deutschland, sinkt typischerweise der Preisspread zwischen beiden Märkten. In einfachen linearen Modellen wirkt ein höherer Importfluss dämpfend auf den deutschen Preis relativ zu Frankreich.
Wird nun weniger Offshore-Wind in Frankreich realisiert als geplant, reduziert sich in windstarken Stunden das zusätzliche Angebot. Das kann zwei Effekte haben. Erstens steigen die französischen Preise in diesen Stunden stärker an, weil weniger günstiger Windstrom im Markt ist. Zweitens steht weniger Exportpotenzial für Deutschland bereit.
Modellrechnungen mit vereinfachten Dispatch-Modellen zeigen, dass zusätzliche französische Offshore-Kapazitäten die durchschnittlichen deutschen Großhandelspreise um wenige Euro pro Megawattstunde senken können, während die Wirkung in einzelnen windreichen Stunden deutlich stärker ausfällt. Umgekehrt bedeutet eine Kürzung oder Verzögerung, dass diese preisdämpfenden Effekte kleiner ausfallen.
Versorgungsrisiko bei gleichzeitigen Engpässen
Preis ist das eine, Sicherheit das andere. Kritisch wird es, wenn mehrere Faktoren zusammenkommen: hohe Last in Deutschland, geringe inländische Wind- und Solarproduktion und gleichzeitig begrenzte Exporte aus Frankreich, etwa durch schwachen Wind oder hohe französische Nachfrage.
In solchen Stunden steigt der Bedarf an Reservekraftwerken in Deutschland. Das sind meist flexible Gaskraftwerke, die kurzfristig einspringen. Mehr Einsatz bedeutet höhere Brennstoffkosten und in der Regel höhere CO2-Kosten. Gleichzeitig nimmt der Bedarf an Redispatch-Maßnahmen zu, also an Eingriffen der Netzbetreiber zur Stabilisierung des Systems.
Ein reduzierter Ausbau des französischen Offshore-Winds erhöht nicht automatisch das Versorgungsrisiko. Er verringert jedoch eine potenzielle zusätzliche Angebotsquelle im Winter. Besonders relevant ist dabei die gleichzeitige Verfügbarkeit von Interkonnektoren. Laut französischem Netzbetreiber RTE sind bis 2040 erhebliche Investitionen in Netze und grenzüberschreitende Kapazitäten geplant. Verzögerungen wirken sich unmittelbar auf die Austauschmöglichkeiten aus.
Für Deutschland heißt das: Das Versorgungsrisiko entsteht weniger durch ein einzelnes Projekt, sondern durch das Zusammenspiel aus Erzeugung, Netzausbau und europäischer Koordination.
Was das für Tarife, Industrie und Politik bedeutet
Für Haushalte stellt sich die Frage nach der Tarifwahl. Wenn Winterpreise stärker schwanken, gewinnen Fixpreistarife an Attraktivität, weil sie Preisspitzen abfedern. Variable Tarife können günstiger sein, tragen aber das Risiko extremer Stundenpreise.
Industrieunternehmen arbeiten häufig mit Terminmarktabsicherungen oder langfristigen Stromlieferverträgen, sogenannten Power Purchase Agreements. Steigende Terminmarktpreise im Zuge höherer erwarteter Knappheitsrisiken verteuern solche Absicherungen. Unternehmen reagieren darauf mit längerfristigem Hedging oder Investitionen in eigene Erzeugung.
Auf politischer Ebene werden Kapazitätsmechanismen und strategische Reserven wahrscheinlicher, wenn das wahrgenommene Versorgungsrisiko steigt. Ebenso dürfte der Ausbau von Interkonnektoren und innerdeutschen Netzen an Bedeutung gewinnen. Die Logik ist einfach: Je besser Strom grenzüberschreitend fließen kann, desto stärker gleichen sich Preisspitzen aus.
Die Frankreich Offshore-Wind Kürzung 2035 ist damit kein isoliertes Ereignis, sondern ein Faktor in einem komplexen europäischen System. Ihre Wirkung auf deutsche Strompreise im Winter hängt davon ab, wie schnell Alternativen aufgebaut werden.
Fazit
Frankreichs Offshore-Pläne bis 2035 umfassen laut offiziellem Entwurf 18 GW mit rund 71 TWh Jahreserzeugung. Diese Mengen können in windreichen Stunden preisdämpfend auf den deutschen Markt wirken. Wird der Ausbau reduziert oder verzögert, fallen diese Effekte geringer aus. Das betrifft vor allem Winterstunden mit hoher Last und knapper Erzeugung.
Für Deutschland bedeutet das kein akutes Szenario, wohl aber ein erhöhtes Augenmerk auf Reservekapazitäten, Netzausbau und kluge Absicherung. Strompreise bleiben ein europäisches Gemeinschaftsprodukt.
