Offshore-Wind: Warum Baustopps Strom teurer machen

Wenn Offshore‑Windprojekte gestoppt oder verschoben werden, ist das kein abstraktes Bauproblem: Die erzeugbare Strommenge fehlt in der Marktrechnung, und das hat direkte Folgen für Verbraucherinnen und Verbraucher. Ein Haushalt merkt das nicht kilowattstundengenau, wohl aber an volatilerem Großhandelsmarkt und tagesweisen Preisspitzen im Winter. In vielen Ländern entstehen Verzögerungen nicht wegen Technik, sondern wegen Netzanschluss‑Fristen, fehlender Koordination zwischen Übertragungsnetzbetreibern und Betreibern, sowie langwierigen Genehmigungsverfahren. Konkrete Daten zu Warteschlangen, Curtailment und Kapazitätsbedarf variieren je nach Region; verlässlichere Übersichten liefern Berichte wie der WindEurope‑Report zu Grid‑Access oder die ENTSO‑E‑Marktreporte. Für Kommunen, Investoren und Stromkundinnen ist wichtig: Jeder Monat Verzögerung erhöht das Risiko, dass fehlender Wind durch deutlich teurere Gaskraft ersetzt werden muss oder dass teure Netzeingriffe nötig werden.

Hier beginnt der Inhalt des ersten Kapitels.

Baustopps entstehen häufig nicht an der Turbine, sondern an der Verbindung zum Netz.

Offshore‑Wind bedeutet: große Anlagen weit draußen auf See liefern in Phasen sehr viel Energie, aber nur, wenn sie angeschlossen sind. Ein Netzanschluss ist mehr als ein Kabel; er umfasst Planungsfreigaben, Bau von Umspannwerken, Anschlusskapazität im Onshore‑Netz und Abstimmung mit Übertragungsnetzbetreibern (TSO) sowie lokalen Verteilnetzbetreibern (DSO). “Curtailment” bedeutet, dass Windparks schon gebaut, aber gedrosselt werden, weil das Netz die Energie nicht aufnehmen kann. Wenn Projekte in sogenannten Queues verbleiben, verschiebt sich die Inbetriebnahme jahrelang.

Technische Begriffe kurz erklärt: Curtailment ist die gezielte Reduktion von Erzeugung, wenn zu viel Strom vorhanden oder das Netz überlastet ist. Ein Netzanschlussangebot ist ein formales Dokument, das Entwicklerinnen und Entwicklern eine Anschlussbedingung nennt; Verzögerungen hier setzen Projekte fest. TSOs koordinieren Übertragungsnetze zwischen Regionen; DSOs betreuen lokale Verteilnetze — Unklarheiten bei Zuständigkeiten verzögern häufig Entscheidungen.

Ursachenliste in knapper Form:

Kapitel zwei vertieft einen weiteren zentralen Aspekt des Themas.

Wenn Offshore‑Wind fehlt, entsteht eine Lücke in der täglichen Erzeugungsmischung. Marktmodelle und Reports zeigen zwei typische Effekte: kurzfristig lokale Preisspitzen an Tagen mit niedriger Erneuerbare‑Einspeisung und hoher Nachfrage; mittelfristig höhere Systemkosten, weil fehlende GWh durch flexiblen, teureren Ersatz (z. B. Gas‑Spitzenkraftwerke) gedeckt werden müssen. Ein konkretes Beispiel: Europaweit wurden 2024 rund 16.4 GW neuer Wind‑Kapazität installiert; die Verzögerung großer Offshore‑projekte kann diese Zubauleistung effektiv reduzieren und so das Angebot knapper machen (Quelle: WindEurope_2024).

Warum das Preise steigen lässt: Die Strombörse setzt den Preis oft durch das marginalste, also teuerste eingesetzte Kraftwerk fest. Fehlt günstiger Windstrom, rutscht die Preisbildung in Richtung der Gas‑Preiskurve — das hebt die Stundenpreise deutlich. Außerdem erhöhen Unsicherheit und Realisierungsrisiko die Finanzierungskosten für Entwickler, was sich in höheren Angebotspreisen (Auktionen, PPA‑Konditionen) niederschlägt.

Modellrechnungen und Systemanalysen wie der ENTSO‑E‑Marktreport und das TYNDP zeigen: Zusätzliche Netzinfrastruktur (z. B. grenzüberschreitende Kapazität) kann Systemkosten reduzieren; TYNDP‑Szenarien nennen kosteneffiziente Netzzubauten und Speicher, die mittelfristig Verbraucher schützen. Fehlen diese Investitionen, bleiben Preis‑ und Versorgungsschocks wahrscheinlicher (Quelle: ENTSO‑E_2024; TYNDP_2025).

Kapitel drei verbindet die Erkenntnisse mit Beispielen aus Praxis oder Alltag.

Für Unternehmen bedeutet ein Baustopp oft, dass geplante Lieferverträge (PPA) teurer werden oder ausfallen; für Netzbetreiber entsteht zusätzlicher Abstimmungsaufwand. Auf der anderen Seite können Baustopps positive Kurzfrist‑Effekte auf lokalen Arbeitsmärkten haben (Verzögerung von Bauaufträgen verschiebt Beschäftigung), aber das ist kein dauerhafter Ausgleich für steigende Energiepreise.

Ein Spannungsfeld entsteht zwischen schnellen Genehmigungen und sorgfältiger Umweltprüfung. Die EU‑Empfehlungen zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren (z. B. Staff Working Document zur Permit‑Beschleunigung) zielen auf One‑Stop‑Shops und verbindliche Fristen ab, um das Abwägen zu standardisieren; Kritiker sehen darin die Gefahr, dass lokale Umweltbelange zu kurz kommen.

Regulatorische Streitpunkte wie die Verteilung von Engpasskosten (manchmal als CID/UCI diskutiert) betreffen, wer die Kosten für Netzausbau und Überlastungen trägt. Ohne klare Regeln zieht sich der Netzausbau hin — Investoren sind zögerlicher, und Projekte werden gestoppt oder umfinanziert. Praktisch heißt das: weniger günstiger Windstrom, mehr volatilitätssensitiver Spotmarktpreis.

Für Leser mit Interesse an nationalen Genehmigungsfragen verweisen wir auf einen Beitrag über schnelle Genehmigungsverfahren und deren Wirkung: Rekord bei Genehmigungen für Erneuerbare, der zeigt, wie administrative Effizienz Ausbauraten beeinflusst.

Kapitel vier zieht Linien in die Zukunft und zeigt Chancen, Risiken und mögliche Szenarien.

Politik und Netzbetreiber können die Auswirkungen von Baustopps dämpfen: verbindliche Fristen für Genehmigungen, priorisierte Netzanschlüsse für marktgereifte Projekte und koordinierte Investitionsprogramme für Offshore‑Korridore reduzieren das Risiko, dass eingesetzte Finanzierungskosten in Verbrauchspreise durchschlagen. Technisch helfen mehr Hochspannungs‑Gleichstromverbindungen (HVDC) und zentralisierte Offshore‑Hubs, Energie effizienter an Land zu bringen.

Auf Marktebene verringert mehr Transparenz zu queued‑Kapazitäten und Curtailment‑Daten das Investorenrisiko; ein EU‑Dashboard mit standardisierten Definitionen wurde in Expertendiskussionen vorgeschlagen. Parallel sind Speicher und Flexibilitätsoptionen (Demand‑Side‑Response, Power‑to‑X) wichtig, um Versorgungslücken zu überbrücken, ohne dass kurzfristig fossile Kapazitäten einspringen müssen.

Für die nächsten Jahre zeichnen sich zwei Szenarien ab: Im optimistischen Szenario beschleunigen standardisierte Prozesse und verlässlicher Netzausbau den Zubau von Offshore‑Wind, stabilisieren die Preise und senken mittelfristig Systemkosten. Im pessimistischen Szenario bleiben Genehmigungsverzögerungen und fehlende Netzkapazität bestehen; dann erhöhen sich die Großhandelspreise periodisch, und staatliche Unterstützungsmechanismen verteuern langfristig die Verbraucherrechnung.

Baustopps bei Offshore‑Wind sind mehr als Bauverzögerungen: Sie sind ein klarer Preistreiber, weil fehlende erneuerbare Erzeugung oft durch teurere Alternativen kompensiert werden muss. Entscheidend sind nicht nur technische Faktoren, sondern die organisatorische Zusammenarbeit zwischen Genehmigungsbehörden, Netzbetreibern und Projektentwicklern. Gut geregelte Fristen, transparente Queue‑Daten und ein priorisierter Netzausbau sind Maßnahmen, die Investorenvertrauen zurückbringen und langfristig Verbraucherpreise stabilisieren können. Kurzfristig werden einzelne Verzögerungen lokal spürbar; mittelfristig entscheidet sich, ob Offshore‑Wind seinen vollen Beitrag zur Preisstabilität leisten kann.