Die Windkraft Schweden galt lange als stabiler Pfeiler im nordischen Strommarkt. Doch 2024 und 2025 zeigen Risse: Viele Projekte stehen auf dem Papier, aber nur ein kleiner Teil ist genehmigt oder am Netz. Gleichzeitig melden sich Investoren zurückhaltender, während das Übertragungsnetz an Grenzen stößt. Für Deutschland ist das kein Randthema. Engpässe in Schweden können Strompreis-Spitzen verstärken, vor allem in Dunkelflauten. Dieser Artikel zeigt dir drei konkrete Signale, auf die du bis 2026 achten solltest.
Einleitung
Wenn du in Deutschland auf deine Stromrechnung schaust, denkst du vermutlich zuerst an Netzentgelte, Steuern oder den CO₂-Preis. Dass auch die Windkraft in Schweden eine Rolle spielt, wirkt auf den ersten Blick weit weg. Tatsächlich hängen die Märkte im Norden Europas eng zusammen. Über Interkonnektoren fließt Strom zwischen Skandinavien, dem Baltikum, Polen und Deutschland.
Genau deshalb ist die aktuelle Lage in Schweden mehr als eine regionale Branche-Meldung. Offizielle Planungsdokumente des schwedischen Übertragungsnetzbetreibers Svenska kraftnät zeigen eine enorme Projekt-Pipeline, aber auch massive Engpässe im Netz. Die schwedische Windbranche selbst meldet deutlich weniger neue Bestellungen als in den Boomjahren. Das verändert die Risikolage für 2026.
Entscheidend ist die Frage, ob es sich um einen normalen Investitionszyklus handelt oder um einen strukturellen Bruch. Davon hängt ab, wie stark Strompreis-Spitzen in Dunkelflauten ausfallen können und wie sehr deutsche Verbraucher und Industrie das zu spüren bekommen.
Pipeline riesig, Umsetzung klein
Auf dem Papier wirkt die Windkraft Schweden beeindruckend. Laut dem Netzentwicklungsplan 2024–2033 von Svenska kraftnät liegen Anschlussanfragen für rund 134.000 Megawatt Windleistung vor. Davon entfallen etwa 117.000 Megawatt auf Offshore-Projekte und rund 17.000 Megawatt auf Onshore-Anlagen.
Diese Zahlen klingen nach einem regelrechten Ausbau-Turbo. Doch sie zeigen zunächst nur, wie viele Projekte einen Netzanschluss beantragt haben. Sie sagen nichts darüber, wie viele davon genehmigt, finanziert oder tatsächlich gebaut werden.
Die Branchenstatistik der Swedish Wind Energy Association für das erste Quartal 2024 macht diese Lücke deutlich. Ende 2023 waren in Schweden rund 16,25 Gigawatt Windkraft installiert. Für 2026 werden etwa 19,5 Gigawatt erwartet. Das ist ein Zuwachs, aber weit entfernt von der dreistelligen Gigawatt-Pipeline.
Besonders auffällig ist der Offshore-Bereich. Rund 106 Gigawatt Offshore-Projekte befinden sich laut Verband in verschiedenen Entwicklungsstadien. Genehmigt sind jedoch nur etwa 2,1 Gigawatt. Der Rest steckt in Genehmigungs- oder Konsultationsverfahren.
| Merkmal | Beschreibung | Wert |
|---|---|---|
| Anschlussanfragen Wind gesamt | Gemeldet bei Svenska kraftnät | ca. 134.000 MW |
| Davon Offshore | Anschlussanfragen Offshore | ca. 117.000 MW |
| Installierte Leistung 2023 | Onshore und Offshore zusammen | ca. 16,25 GW |
| Genehmigte Offshore-Projekte | Laut Branchenstatistik Q1 2024 | ca. 2,1 GW |
Die Differenz zwischen Pipeline und realistisch umsetzbaren Projekten ist der erste Mechanismus für mögliche Strompreis-Spitzen. Wenn weniger neue Kapazität ans Netz geht als erwartet, steigt die Abhängigkeit von bestehenden Anlagen und Importen.
Netzengpässe drücken Preise und bremsen Investoren
Der zweite Mechanismus liegt im Netz selbst. Svenska kraftnät plant laut Netzentwicklungsplan bis 2033 rund 1.500 Kilometer neue Leitungen, etwa 30 neue 400-kV-Umspannwerke und die Erneuerung von mehr als 2.500 Kilometern bestehender Leitungen. Das zeigt, wie groß der Modernisierungsbedarf ist.
Solange diese Infrastruktur nicht steht, können große Mengen neuer Windenergie nicht in alle Preiszonen transportiert werden. In Nordschweden führt viel Erzeugung bei begrenztem Abtransport regelmäßig zu niedrigen regionalen Großhandelspreisen. Für Betreiber sinken damit die Erlöse pro Megawattstunde.
Gleichzeitig sind die Finanzierungskosten seit 2022 gestiegen. Höhere Zinsen verlängern die Amortisationszeit, besonders bei Offshore-Projekten mit hohen Investitionssummen. Wenn dann noch unsichere Netzanbindung oder lange Genehmigungszeiten hinzukommen, verschieben Investoren Projekte oder stoppen sie ganz.
Das Ergebnis ist ein paradoxes Bild. Lokal zu viel Strom mit niedrigen Preisen, aber systemweit ein Risiko für Knappheit in Zeiten schwacher Windeinspeisung. Genau diese Kombination kann die Volatilität erhöhen und Preisspitzen wahrscheinlicher machen.
Warum das für Deutschland relevant ist
Deutschland ist über mehrere Leitungen mit dem nordischen Markt verbunden. In Zeiten hoher Windproduktion im Norden fließt günstiger Strom Richtung Mitteleuropa. Das dämpft Preise auch hier. Fällt dieser Effekt schwächer aus, weil Projekte verspätet kommen oder Netze bremsen, steigt der Druck auf den deutschen Markt.
Besonders kritisch sind Dunkelflauten, also Phasen mit wenig Wind und Sonne in weiten Teilen Europas. Wenn dann gleichzeitig weniger neue schwedische Kapazität verfügbar ist als in früheren Planungen angenommen, steigt die Nachfrage nach flexiblen Kraftwerken und Importen.
Für energieintensive Industrie bedeutet das höhere Unsicherheit bei Terminpreisen. Für Haushalte schlägt sich das nicht eins zu eins nieder, weil viele Verträge langfristig kalkuliert sind. Dennoch wirken häufigere Preisspitzen mittelfristig auf Beschaffungskosten und damit auf Tarife.
Kurz gesagt: Der nordische Markt ist ein Puffer. Wenn dieser Puffer langsamer wächst als erwartet, werden Ausschläge nach oben wahrscheinlicher.
Zwei Szenarien bis 2026 und die 3 Signale
Szenario eins ist ein normaler Zyklus. Projekte wurden wegen Zinsen und Unsicherheit verschoben, kommen aber mit stabileren Finanzierungsbedingungen zurück. Die installierte Leistung steigt in Richtung der erwarteten rund 19,5 Gigawatt bis 2026 und danach weiter. Preis-Spitzen bleiben möglich, aber begrenzt.
Szenario zwei ist ein Strukturbruch. Genehmigungen ziehen sich, Netzausbau verzögert sich weiter und nur ein kleiner Teil der Offshore-Pipeline erreicht eine finale Investitionsentscheidung. Dann bleibt das Angebot hinter den Erwartungen zurück. Die Folge wären stärkere Spreads zwischen Nord- und Mitteleuropa und höhere Volatilität.
Drei Signale solltest du in den kommenden 6 bis 12 Monaten beobachten. Erstens neue oder angepasste Fördermechanismen für Offshore-Projekte, etwa klare Vergütungsmodelle. Zweitens konkrete Reformen bei Netzanbindung und Netzentgelten, die Investoren Planungssicherheit geben. Drittens sichtbare finale Investitionsentscheidungen großer Projekte mit gesicherter Finanzierung.
Bleiben diese Signale aus, steigt das Risiko, dass 2026 von stärker schwankenden Preisen geprägt ist. Für Industrie kann das höhere Absicherungskosten bedeuten. Für Haushalte eher indirekte Effekte über Beschaffung und Netzausgleich.
Fazit
Die Zahlen zeigen kein abruptes Ende der Windkraft in Schweden, aber eine klare Lücke zwischen ambitionierter Pipeline und realer Umsetzung. Netzengpässe, lange Genehmigungen und höhere Finanzierungskosten wirken gleichzeitig. Für Deutschland heißt das: Der nordische Markt bleibt wichtig, aber weniger verlässlich als in früheren Ausbau-Prognosen angenommen. Ob 2026 von moderaten Schwankungen oder spürbaren Strompreis-Spitzen geprägt ist, hängt stark davon ab, ob neue Projekte tatsächlich gebaut und angeschlossen werden.
