Rekord-Netzausbau bei Tennet: Die Energiewende scheitert nicht am Geld
Beim Netz-Gipfel in Brunsbüttel zeigt sich der Status Quo der Energiewende. Während Stromnetzbetreiber Tennet Rekordsummen in das Netz stecken, schrauben Energieversorger und Industrie Ausgaben zurück und verschieben Projekte. Schuld ist nicht mangelndes Kapital.
Unter dem Schutz der Heiligen Barbara, der Patronin der Bergleute, arbeitet sich die Tunnelbohrmaschine 5,2 Kilometer unter der Elbe durch Sediment, Sand und Findlinge. Im Sommer soll der Durchbruch erfolgen.
Foto: BEST VIDEO COMPANY GmbH/TenneT Germany
Im Zelt vor der ElbX-Baustelle in Brunsbüttel erläutert SuedLink-Programmdirektor Gunnar Spengel am 6. Mai den Stand der Bauarbeiten: 38 km Trasse in Niedersachsen seien fast fertig, der Konverter direkt nebenan habe den Hochbau abgeschlossen und die Transformatoren bereits empfangen, im Sommer soll der Tunnelbohrer unter der Elbe durchbrechen. In den fertigen 5,2 km langen Tunnel werden später sechs 525-kV-Gleichstromkabel eingezogen, über die einmal bis zu 4 GW von Schleswig-Holstein nach Bayern und Baden-Württemberg fließen sollen. Mit der 700 km langen SuedLink-Verbindung will der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) Tennet Offshore-Strom aus der Nordsee in den Süden bringen. 2028 soll SuedLink in Betrieb gehen.
Am Tag darauf diskutieren Tim Meyerjürgens (Tennet Germany), Markus Krebber (RWE), Christian Sewing (Deutsche Bank), Birgit Potrafki (Salzgitter AG), Tim Holt (Siemens Energy) und Aurélie Alemany (Enercity) über Energiesouveränität und -wende. Dabei wird eine Friktion offenkundig: Während Tennet Rekordsummen ins Netz investiert, halten Energieversorger und Industriekunden ihre Ausgaben zurück und verschieben Projekte. Einigkeit herrscht aber bei der Analyse: Der Hauptgrund ist die fehlende Planbarkeit.
Inhaltsverzeichnis
Was auf das Stromsystem zukommt
Das deutsche Stromsystem verändert gerade seinen Charakter. Lange war die Nachfrage relativ vorhersagbar, während die überwiegend fossile Erzeugung sich an den Bedarf anpasste. Mit dem Hochlauf von Wärmepumpen, Elektromobilität, industrieller Elektrifizierung und Rechenzentren wird die Nachfrage volatiler, und zwar in einer Geschwindigkeit, die für Netzplanerinnen und -planer neu ist. Allein moderne KI-Rechenzentren erzeugen Lastsprünge von mehreren hundert MW mehrmals pro Minute; Erfahrungswerte darüber, was das für ein vermaschtes Übertragungsnetz bedeutet, fehlen weitgehend. RWE-CEO Markus Krebber weist darauf hin, dass die Stromnachfrage mit rund 500 TWh derzeit zwar unter dem Vor-Corona-Niveau von etwa 600 TWh liege, es aber trotzdem Engpässe gebe, weil die Last regional und zeitlich anders anfalle als früher.
Tim Holt, Vorstandsmitglied von Siemens Energy, vergleicht die daraus resultierende Lage für Netztechnik-Lieferanten mit einem GPS-Navigator, der alle drei Monate die Route neu berechnen muss, weil sich die Bedingungen verschieben. 2025 wurden laut Holt weltweit über 170 GW Windleistung installiert – drei Viertel davon in China. Die Lieferzeiten für Einzelkomponenten der Netztechnik liegen inzwischen bei bis zu sechs Jahren, einzelne Großtransformatoren sind nur noch mit Vorlauf zu bekommen. Ähnlich sieht es bei Turbinen für Gaskraftwerke aus. Mit anderen Worten: Wer heute nicht bestellt, baut in fünf Jahren nicht.
Im Stromsystem sind dabei heute rund 60 % erneuerbare Energien Standard; in der Regelzone von Tennet, die von Schleswig-Holstein bis Bayern reicht, sind es zeitweise 85 %. Wie groß das Nord-Süd-Gefälle dabei ausfällt, bezifferte SuedLink-Leiter Gunnar Spengel am ElbX-Tunnel: Allein in Schleswig-Holstein steht eine EE-Kapazität von 10 bis 12 GW einem örtlichen Verbrauch von 2 bis 2,5 GW gegenüber. Und diese Menge wird tendenziell wachsen, denn im Offshore-Bereich ist das Potenzial noch lange nicht ausgeschöpft. Mit dem Wind der Nordsee ließe sich laut Holt das Äquivalent von 250 Kernkraftwerken Leistung erzeugen. Der immer größere Überschuss des Nordens muss also in die Verbrauchszentren im Süden gelangen. Dafür entwickelt Tennet gerade unter anderem die 700 km lange Trasse SuedLink.
Tennets Netz-Offensive
Der ÜNB befindet sich aktuell in einer nie dagewesenen Ausbau- und Investitionsphase. 2025 steckte das Unternehmen die Rekordsumme von rund 10 Mrd. € in sein Netz. Bis 2030 sollen es jährlich 13 Mrd. € werden. Diese Größenordnung erreicht im deutschen Energiesektor kaum jemand; sie entspricht dem Investitionsvolumen ganzer DAX-Konzerne.
- 140 km neue Leitungen gingen 2025 in Betrieb.
- für 2026 sind über 200 km geplant.
- bei den Gleichstromverbindungen SuedLink und SuedOstLink befinden sich seit Herbst 2025 sämtliche Abschnitte und Konverter im Bau.
- Genehmigungsunterlagen für weitere 700 km Leitung sind eingereicht.
Offshore betreibt Tennet 10 GW Übertragungskapazität, weitere 15 GW sind in Umsetzung. Mit dem System BalWin 5 hat der ÜNB zuletzt eine Plattform-Generation auf den Weg gebracht, die ab 2032 bis zu 2,2 GW pro Verbindung übertragen kann, laut Unternehmen mehr als doppelt so viel wie bisherige Systeme. Damit lässt sich bei starkem Wind mehr Strom übertragen, ohne dass für jedes zusätzliche Gigawatt ein neues Kabelsystem verlegt werden muss.
Wie Tennet den Ausbau finanziert
Aber Bauen kostet Geld. Sein Eigenkapital hat der ÜNB im vergangenen Jahr in einem sogenannten Dual-Track-Verfahren neu aufgestellt: Gespräche mit Privatinvestoren auf der einen, Vorbereitung eines möglichen Börsengangs auf der anderen Seite.
Das Ergebnis: Drei Großinvestoren – der niederländische Pensionsfonds APG, der singapurische Staatsfonds GIC und das norwegische NBIM – haben Kapitaleinlagen von bis zu 9,5 Mrd. € zugesagt und sollen bis 2029 zusammen bis zu 46 % an Tennet Germany halten. Im Februar 2026 zeichnete die staatliche KfW im Auftrag des Bundes einen zusätzlichen Vertrag über 25,1 % der Anteile für rund 3,3 Mrd. €. Damit trägt Tennet, wie CEO Meyerjürgens gerne betont, ein in der derzeitigen Lage seltenes AAA-Rating.
Auf dieser Basis hat das Unternehmen ein Debt Issuance Programme über 35 Mrd. € aufgelegt, ein Anleiherahmenprogramm, unter dem Tennet in den kommenden Jahren schrittweise einzelne Anleihen platzieren kann, ohne für jede Tranche einen neuen Wertpapierprospekt erstellen zu müssen.
Herausforderungen in der Praxis
Doch die Verfügbarkeit von Kapital ist kein Garant für erfolgreiche EE-Projekte: Die Regulatorik in Europa kann immer noch einen Strich durch die Rechnung machen, vor allem, wenn mehrere Mitgliedsstaaten beteiligt sind – und das ist speziell im Offshore-Bereich oft der Fall. Tim Holt berichtet vom deutsch-dänischen Offshore-Projekt Bornholm – ein Windpark in der Ostsee, der vom ostdeutschen ÜNB 50Hertz und dem dänischen Pendant Energinet entwickelt wird – der trotz einer EU-Förderung in Höhe von 600 Mio. € beinahe daran gescheitert wäre, dass beide Länder unterschiedliche Vergütungsmodelle für Offshore-Strom betreiben. Christian Sewing von der Deutschen Bank unterstreicht, wie stark die Heterogenität in Europa Investitionen blockiere: Großinvestoren aus Singapur oder dem Mittleren Osten stünden in Europa vor 27 nationalen Rahmenwerken statt einem gemeinsamen Markt. Umgekehrt flössen jährlich rund 300 Mrd. € aus Europa in die USA – Geld, das der europäischen Energiewende bei einem stabileren Rahmen zur Verfügung stünde.
Auch der Bau der Projekte selbst verzögert sich durch Genehmigungs- und Beteiligungsverfahren. Spengel erzählt, dass die größte Herausforderung beim Bau von SuedLink weder die Bautechnik noch die Konvertertechnologie gewesen sei, sondern die unterschiedlichen Beteiligungsverfahren mit allen Stakeholdern. Bereits in der ersten informellen Bürgerbeteiligungsphase im Jahr 2016 waren mehr als 7000 Hinweise eingegangen, in den späteren, formellen Verfahren kamen Tausende Stellungnahmen hinzu.
Zudem macht die steigende Zahl von Akteuren, die an das Übertragungsnetz wollen, den ÜNB zu schaffen: Die Anschlussbegehren übersteigen die verfügbare Kapazität. Tennet hat das Anschlussverfahren daher Anfang April vom Windhund- auf das Reifegradprinzip umgestellt – wer am weitesten ist, bekommt zuerst eine Zusage, nicht wer zuerst beantragt. Hintergrund seien „spekulative Player“, vor allem im Bereich der Batteriegroßspeicher, die sich Anschlusskapazitäten sichern, ohne eine klare Bauabsicht zu haben.
Wenn die Reformen zur Überlastung werden
Über alle Branchen hinweg ist in Brunsbüttel derselbe Befund zu vernehmen: Kapital ist verfügbar, die Technik existiert, was fehlt, sind verlässliche Rahmenbedingungen. Schon die schiere Menge paralleler Reformprozesse erzeugt Unsicherheit, ein Phänomen, das die Branche selbst als „Reformüberlastung“ beschreibt. Eine Auswahl:
- Kraftwerksstrategie (StromVKG): Die Ausschreibungen für die geplanten 12 GW wasserstofffähige Gaskraftwerke verzögern sich; das erste neue Kraftwerk geht laut Krebber frühestens 2029 oder 2030 in Betrieb.
- Netzentgeltreform (AgNes): An diese Verwaltungsentscheidung sind zahlreiche Fragen für das Energiesystem der Zukunft gekoppelt, zum Beispiel, ob Batteriespeicher künftig Netzentgelte für Ein- und Ausspeicherung zahlen müssen oder ob EE-Anlagen Ausfallentschädigungen für Abregelung erhalten.
- EEG-Novelle 2027: Marktprämienmechanismus, Direktvermarktungsschwellen und Förderlogik werden überarbeitet. Zahlreiche EE-Projektierer warten auf das endgültige Regelwerk.
- Wasserstoff-Hochlauf: Über 9000 km H2-Pipeline sind bis 2032 geplant. Doch die Finanzierung für das „Wasserstoff-Kernnetz“ ist noch nicht final geklärt, zudem wird immer unklarer, wann und in welchen Mengen grüner Wasserstoff tatsächlich zur Verfügung steht.
- Klimaschutzverträge: Die zweite Ausschreibungsrunde für die industrielle Dekarbonisierung steht aus. Sie gilt als das Hauptinstrument neben dem ETS, um CO2-Preisrisiken für First Mover abzufedern.
Der Dauerbrenner schlechthin unter den Reformbaustellen ist aber das EU-Emissionshandelssystem (ETS). Das ETS macht die meisten Dekarbonisierungsmaßnahmen in Industrie und Kommunen erst wirtschaftlich: Indem durch den Emissionshandel CO2-intensives Wirtschaften immer teurer wird, können grüne Alternativen überhaupt wettbewerbsfähig werden.
Allerdings fürchten derzeit gerade die „Frontrunner“ eine Aufweichung des ETS durch verlängerte freie Allokationen, verschobene Verschärfungen oder politische Preisdeckel. Das würde die Rechnung der Unternehmen gefährden, die bereits investiert haben. „Wenn das EU ETS ins Wanken kommt, drücke ich die Stopptaste bei allen Investitionen,“ brachte RWE-Chef Krebber es auf den Punkt. Er spricht aus Erfahrung: RWE hat sein eigenes Wachstumsprogramm „Growing Green“ bereits Mitte 2025 wegen regulatorischer Unwägbarkeiten um rund 10 Mrd. € auf 35 Mrd. € netto bis 2031 gekürzt.
Unsicherheit bei Industriekunden…
Ein großer Stromkunde, der unter der Unsicherheit leidet, ist die Salzgitter AG. Der Stahlkonzern will seine konventionelle Hochofenroute komplett auf die wasserstoffbasierte Direktreduktion (DRI) mit anschließendem Elektrolichtbogenofen (EAF) umstellen. Damit ließen sich laut Unternehmen rund 95 % der CO2-Emissionen einsparen. Stufe 1 des Transformationsprogramms „SALCOS“ – eine DRI-Anlage, ein EAF und eine 100-MW-Elektrolyse für eigenen Wasserstoff – läuft planmäßig auf eine Inbetriebnahme Mitte 2027 zu.
Das Investitionsvolumen beträgt 2,7 Mrd. €, davon sind 1,3 Mrd. € öffentlich gefördert; die übrigen 1,4 Mrd. € muss Salzgitter aus eigener Kraft aufbringen. Entsprechend groß ist die Sorge, dass es nun eine Aufweichung des ETS geben könnte. CFO Birgit Potrafki sähe darin „eine Stellschraube, die unsere Bemühungen zur Reduzierung unserer CO2-Emissionen konterkarieren würde.“ Stufe 2 von SALCOS wurde daher bereits vertagt: „Wir haben die Entscheidung über den nächsten Elektrolichtbogenofen wegen der Konjunktur, Eigenfinanzkraft und unklarer Rahmenbedingungen auf die Jahre 2028 oder 2029 verschoben“, so Potrafki.
Noch drastischer entschied der weltgrößte Stahlkonzern ArcelorMittal: Im Sommer 2025 stoppte er die geplante Wasserstoff-Umstellung seiner Werke in Bremen und Eisenhüttenstadt – und verzichtete auf 1,3 Mrd. € bereits zugesagter Fördergelder. Kapital ist also keine Garantie für die Umsetzung.
… und in Kommunen
Eine ähnliche Logik schildert Enercity-CEO Aurélie Alemany für die kommunale Wärmewende. Der Versorger aus Hannover will bis 2028 aus der Kohle aussteigen und stellt die städtische Wärmeversorgung sukzessive um. Aus der Vielfalt möglicher Alternativen wählt Enercity dabei genau zwei:
- rund zwei Drittel der Wärmenachfrage sollen über grüne Fernwärme aus einem Mix von Biomasse, Großwärmepumpen und industrieller Abwärme gedeckt werden.
- das andere Drittel soll aus dezentralen Wärmepumpen in Ein- und Zweifamilienhäusern stammen.
Bis 2040 soll Gas in der Wärmeversorgung für Privatkunden keine Rolle mehr spielen. Diese Umstellung ist langfristig, kapitalintensiv und – wie bei Salzgitter – auf einen funktionierenden CO2-Preismechanismus angewiesen, der die Kostendifferenz zwischen fossiler und grüner Versorgung wirtschaftlich tragbar macht.
„Wir sind Frontrunner. Viele unserer Projekte sind bereits so weit vorangeschritten, dass wir diese Investitionen nicht mehr bremsen können und wollen“, erklärt Alemany. „Wenn sich jetzt plötzlich der regulatorische Rahmen ändert, bedeutet das große finanzielle Risiken.“ Werde etwa das ETS verschoben oder gelockert, sei die Konsequenz klar: „Dann werden wir künftig weniger in die Energie- und Wärmewende investieren.“
ElbX-Tunnel vor dem Durchbruch. Und die Energiewende?
Unter der Elbe bei Brunsbüttel dreht sich der Bohrer; die Konverter werden gebaut, die Leitungen verlegt. Tennet liegt im Zeitplan. Für den SuedLink-Tunnel ist der Durchbruch eine Frage von Wochen: Noch in diesem Sommer soll der Tunnelbohrer auf der niedersächsischen Seite herauskommen.
Bei der Energiewende ist jedoch noch offen, wann der Durchbruch kommt – und wie lange die Frontrunner noch durchhalten, ohne ihre Ausgaben weiter zurückzuschrauben oder einzustellen.
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