Die vier großen Infrastrukturprojekte A-Nord, Ultranet, SuedLink und SuedOstLink: Die verzögerte Anpassung an die Energiewende

Die 20-Milliarden-Rechnung: Wie ein politischer Deal von 2015 unsere Strompreise bis heute explodieren lässt

Erdkabel statt Freileitung: Warum Bayerns Blockade uns Milliarden und Jahre kostete

Auf dem Papier wirkt es wie der lang ersehnte Befreiungsschlag: Das Jahr 2025 wird von der Bundesregierung und der Bundesnetzagentur als historischer Wendepunkt gefeiert. Mit der Genehmigung von 2.000 Kilometern Höchstspannungsleitungen und dem grünen Licht für die gigantischen Stromautobahnen A-Nord, Ultranet, SuedLink und SuedOstLink scheint die deutsche Energiewende endlich die notwendige Infrastruktur zu erhalten. Doch wer hinter die Jubelmeldungen blickt, erkennt schnell: Was als Beschleunigung verkauft wird, ist in Wahrheit das mühsame Aufholen eines verlorenen Jahrzehnts.

Die Realität der deutschen Stromnetzplanung ist ernüchternd. Ursprünglich sollten diese zentralen Lebensadern der Energiewende bereits 2022 – passend zum Atomausstieg – den Windstrom aus dem Norden in die Industriezentren des Südens leiten. Stattdessen werden sie nun frühestens 2028, also mit sechs Jahren Verspätung, vollständig ans Netz gehen. Diese Verzögerung ist kein schicksalhafter Zufall, sondern das direkte Resultat einer verhängnisvollen politischen Weichenstellung aus dem Jahr 2015. Damals wurde unter dem Druck bayerischer Interessen der teure und zeitaufwendige Vorrang für Erdkabel durchgesetzt – eine Entscheidung, deren ökonomische und strukturelle Schockwellen das Land bis heute Milliarden kosten.

Die folgende Analyse deckt die tiefgreifenden Probleme auf, die hinter den aktuellen Erfolgsmeldungen verborgen bleiben. Sie beleuchtet, wie explodierende Redispatch-Kosten die Strompreise treiben, warum der Investitionsbedarf bis 2045 auf über 600 Milliarden Euro anwächst und weshalb die aktuelle Subventionspolitik lediglich die Symptome einer jahrelangen Verschleppung kaschiert. Es ist die Geschichte einer vermeidbaren Krise, in der technische Rationalität politischem Kalkül weichen musste – und deren Rechnung nun fällig wird.

Von wegen Beschleunigung: Das Netzausbau-Desaster hinter den Kulissen von A-Nord und Ultranet

Das Jahr 2025 wird als Wendepunkt in der deutschen Stromnetzverwaltung dargestellt. Die Bundesnetzagentur meldete die Genehmigung von 2.000 Kilometern Höchstspannungsleitungen, ein Anstieg von 45 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Gleichzeitig wurden die vier großen Infrastrukturprojekte A-Nord, Ultranet, SuedLink und SuedOstLink mit einer kombinierten Kapazität von 10.000 Megawatt endlich genehmigt. Diese Entwicklung wird von der Bundesregierung als Beleg für eine funktionierende Energiewende präsentiert. Doch diese oberflächliche Erfolgsgeschichte verdeckt eine tiefgreifende strukturelle Problematik: Die notwendigen Infrastrukturmaßnahmen sind mehr als ein Jahrzehnt überfällig, und die Genehmigungen von 2025 kompensieren lediglich Versäumnisse aus einer fehlgeleiteten politischen Entscheidung von 2015.

Das zentrale Erkennungszeichen dieser Krise liegt in der zeitlichen Perspektive. Die ersten konzeptionellen Planungen für die vier genehmigten Großprojekte begannen nach dem Atomausstiegsbeschluss 2011. Der ursprüngliche Netzentwicklungsplan 2012 sah ihre Fertigstellung rechtzeitig vor dem geplanten Atomausstieg 2022 vor. Stattdessen wird sich die Inbetriebnahme bis 2028 erstrecken, was einer Verzögerung von fünf bis sechs Jahren gleichkommt. Diese Zeitverluste sind nicht das Ergebnis technologischer oder ökologischer Notwendigkeiten, sondern das Produkt einer politischen Fehlentscheidung.

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Die 2015-Katastrophe: Kostentreiber, die bis heute wirken

Im Dezember 2015 beschloss die damalige Merkel-Kabinett aus Union und SPD unter dem Druck des CSU-Vorsitzenden Horst Seehofer eine Vorrangregelung für Erdkabel bei Gleichstromleitungen des Übertragungsnetzes. Diese Entscheidung war nicht das Ergebnis technischer Analysen, sondern ein politisches Zugeständnis an bayerische Widerstände gegen Freileitungen in der Region. Die geschätzten Mehrkosten lagen zwischen drei und acht Milliarden Euro. Diese Kostenschätzung sollte sich später als deutlich zu optimistisch erweisen.

Die ökonomischen Konsequenzen dieser Entscheidung durchdringen bis heute das deutsche Stromversorgungssystem. Erd- und Unterkabel kosten das Sechsfache oder mehr im Vergleich zu konventionellen Freileitungen, je nach Bodenbeschaffenheit und lokalen Gegebenheiten. Sachsen-Anhalts Energieminister Prof. Armin Willingmann schätzte 2024, dass flexiblere Vorgaben für Stromtrassen Einsparungen von 20 Milliarden Euro erbringen könnten und dass der Ausbau mit dieser Regelung um bis zu ein Jahr pro Vorhaben verzögert wird.

Die Auswirkungen dieser Planungsverzögerungen zeigen sich unmittelbar in den Netzengpässen der letzten Jahre. Redispatch-Maßnahmen, die zur Vermeidung von Überlastungen im Netz notwendig sind, verursachten 2022 Kosten in Höhe von 2,69 Milliarden Euro allein für Redispatch-Einsätze, ergänzt um weitere 1,51 Milliarden Euro für andere Stabilisierungsmaßnahmen. Im Vergleich zu 2013 entspricht dies einer Steigerung der Redispatch-Kosten um 2.345 Prozent, während das Redispatch-Volumen im gleichen Zeitraum um 450 Prozent zunahm. Diese Kosten werden direkt über die Netzentgelte auf die Stromverbraucher umgewälzt, was mit zu den Strompreissteigerungen der letzten Jahre beiträgt.

Investitionsbedarf und die Arithmetik der Transformation

Die deutsche Stromversorgungswirtschaft befindet sich in einer beispiellosen Investitionsphase. Nach Berechnungen der Böckler-Stiftung und dem BDEW liegt der Gesamtinvestitionsbedarf für die Modernisierung des Stromnetzes bis 2045 bei etwa 651 Milliarden Euro. Dies setzt sich aus 328 Milliarden Euro für Übertragungsnetze und 323 Milliarden Euro für Verteilnetze zusammen. Bis 2030 wird mit 255 Milliarden Euro gerechnet.

Dieser massive Investitionsbedarf erfordert eine beispiellose Steigerung der jährlichen Investitionsvolumina. Im Jahr 2023 betrug das Investitionsvolumen in Übertragungs- und Verteilnetze etwa 15 Milliarden Euro. Um die Ausbauziele bis 2037 zu erreichen, muss dieses Volumen auf durchschnittlich 19,8 Milliarden Euro jährlich anwachsen – ein Zuwachs um 127 Prozent. Die zeitliche Konzentration ist dabei entscheidend: Der Großteil dieser Investitionen muss in den nächsten 10 bis 13 Jahren erfolgen, da das Onshore-Netz weitgehend bis 2037 ausgebaut sein muss.

Bei den vier großen Stromautobahnen wurden die Kosten nie vollständig offengelegt. Projektgesteuerte Informationen deuten jedoch auf Baukosten zwischen 8 und 20 Milliarden Euro hin, wobei die Erdkabel-Komponenten die Kostenexplosion verursachten. Der Ultranet wird Ende 2026 in Betrieb gehen, A-Nord 2027, während SuedLink und SuedOstLink 2028 erwartet werden.

Die Bundesregierung reagiert auf die Kostenlawine durch eine historische Subventionierung der Netzentgelte. Für 2026 wurden 6,5 Milliarden Euro Bundeszuschuss beschlossen. Diese Zahlung ist eine Notmaßnahme zur Kostendämpfung und kompensiert faktisch die Mehrkosten der Erdkabel-Entscheidung von 2015, die nun von den Steuerzahlern statt von den Stromkunden getragen werden.

Netzauslastung, Flaschenhalse und die Grenzen der bestehenden Infrastruktur

Das deutsche Stromverteilungssystem zeigt bereits deutliche Zeichen der Überlastung. Mit einer Gesamtlänge von etwa 39.000 Kilometern Höchstspannungsleitungen und 1,8 Millionen Kilometern Stromnetz auf allen Spannungsebenen operiert die Infrastruktur an kritischen Grenzen. Der durch die verspätete Netzausbauregelung verursachte Engpass führt zu systematischen Netzunterstützungsmaßnahmen, die kostspielig und ineffizient sind.

Redispatch ist der zentrale Mechanismus zur Bewältigung dieser Engpässe. Wenn Windenergie aus Norddeutschland und Nordseeanlagen nicht vollständig in Süddeutschland transportiert werden kann, ordnet der Netzbetreiber an, dass Kraftwerke im Süden ihre Erzeugung reduzieren und Kraftwerke im Norden ihre Produktion steigern müssen. Die Betreiber erhalten Entschädigungen für diese erzwungenen Umfährungen, die sich als enormer Posten im Strompreis widerspiegeln.

Das Forschungsinstitut für Stromnetze und Energiespeuicherung schätzt, dass die bestehende Infrastruktur bis zu 60 Prozent höher ausgelastet werden könnte als heute, ohne dabei ihre Zuverlässigkeit zu beeinträchtigen. Diese Reserve wird jedoch durch konservative Betriebsvorgaben und Sicherheitsmargen nicht genutzt. Eine intelligent gesteuerte Höherauslastung könnte Engpässe teilweise kompensieren, ohne dass massive neue Infrastruktur gebaut werden müsse. Doch technische Machbarkeit und ökonomische Rationalität bestehen parallel zur politischen Unfähigkeit, schneller zu agieren.

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Die Hochspannungs-Gleichstromtechnologie: Effizienzgewinne und Umsetzungsprobleme

Die vier Großprojekte nutzen Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungstechnologie (HGÜ), eine Entscheidung, die aus technologischen Gründen sinnvoll ist. HGÜ-Systeme transportieren große Strommengen über lange Strecken mit 30 bis 50 Prozent geringeren Verlusten als konventionelle Wechselstromsysteme. Bei typischen Spannungsniveaus fallen Verluste von etwa drei Prozent pro 1.000 Kilometer an, während Wechselstromübertragung über vergleichbare Distanzen deutlich höhere Verluste aufweist. Gleichstrom unterliegt nicht den Blindleistungsverlusten, die Wechselstromsysteme charakterisieren, und erfordert schmäler dimensionierte Trassen.

Die Technik amortisiert sich bei Kabelsystemen bereits bei Leitungslängen von 40 bis 70 Kilometern, bei Freileitungen hingegen erst ab 600 bis 800 Kilometern. A-Nord mit 300 Kilometern Länge, Ultranet mit 340 Kilometern und SuedLink mit ähnlichen Dimensionen fallen somit in den Bereich der Wirtschaftlichkeit, unabhängig davon, ob Frei- oder Erdleitungen verwendet werden.

Ein technischer Vorteil der HGÜ liegt in der Multiterminal-Fähigkeit, die mit modernen Stromrichtern erreicht wird. Das Meerbusch-Osterath-Netzknoten-Projekt ist ein weltweit einzigartiges Beispiel dieser Technologie: Hier verbinden sich zwei HGÜ-Leitungen (A-Nord und Ultranet) in einer Konverterstation und integrieren das gesamte Ruhrgebiet direkt in das neue Übertragungssystem. Diese technologische Eleganz hätte bereits 2020 zur Verfügung stehen können, wenn nicht die politischen Verzögerungen eingegriffen hätten.

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Regionale Asymmetrien und die Süd-Nord-Problematik

Die Energiewende erzeugt neue geografische Spannungen im deutschen Stromsystem. Während Windenergie hauptsächlich in Norddeutschland und der Nordsee verfügbar ist, konzentriert sich die Industrie und damit die Nachfrage nach Stromversorgungssicherheit im Westen (Ruhrgebiet) und Süden (Baden-Württemberg, Bayern). Photovoltaik wächst dezentralisiert in ganz Deutschland, mit zusätzlichem Schwerpunkt in Süddeutschland.

Dieser strukturelle Mismatch erzeugt die Notwendigkeit für massive Nord-Süd- und Nord-West-Verbindungen. Die großen Stromautobahnen sind im Grunde Infrastruktur zur Bewältigung dieser regionalen Disparität. Der Wirtschaftsstandort Bayern, insbesondere die energieintensiven Chemiebetriebe und die Elektromobilitätsindustrie, ist auf zuverlässige Stromversorgung angewiesen. Die paradoxe politische Realität ist, dass Bayern durch seinen Widerstand gegen Freileitungen zwar kurzfristig seine Landschaft schützte, aber langfristig die Stromversorgungssicherheit des gesamten Landes gefährdete.

Bayern argumentierte, dass die geplanten Freileitung-Korridor durch potenziell strahlenbelastete Flächen führen würden und dass Erdkabel ökologisch und landschaftsästhetisch akzeptabler seien. Diese Argumente übersahen systematisch die Tatsache, dass Verzögerungen bei Netzinfrastruktur weitaus höhere ökologische Kosten durch Redispatch und Überlastung mit sich brachten als das Landschaftsbild-Opfer von Freileitungskorridoren.

Internationale Perspektive: Wie andere Länder agieren

Ein Vergleich mit internationalen Akteuren zeigt die deutsche Dysfunktionalität deutlich. China investiert mittlerweile fast so viel in Energie wie die USA und die Europäische Union zusammen. Im Jahr 2025 fließen über ein Drittel der weltweiten Energieinvestitionen nach China, was das Land in eine dominante Position bei erneuerbaren Energien und der dazugehörigen Infrastruktur katapultiert.

Chinas HGÜ-Netzausbau folgt einer strategischen Planung ohne die partizipativen Hürden, denen sich Deutschland gegenübersieht. Das Land hat mehrere HGÜ-Fernleitungen über Entfernungen von über 1.000 Kilometern realisiert, um Windenergie von Nordwestchina zu den Verbrauchszentren an der Ostküste zu transportieren. Der Vergleich ist nicht unproblematisch, da Chinas politisches System andere Widerstandsformen erzeugt. Allerdings zeigt sich, dass technologisch komplexe Infrastrukturprojekte in China ohne die Genehmigungsverzögerungen realisiert werden, die Deutschland regelmäßig trifft.

Die USA setzen unter der Biden-Administration (nun unter Trump mit Korrekturen) auf massive Netzausbauinvestitionen, wobei der Inflation Reduction Act erhebliche Mittel für Strominfrastruktur freisetzt. Europa insgesamt, nicht nur Deutschland, kämpft mit Genehmigungshürden und partizipativen Prozessen, die Infrastrukturprojekte systematisch verzögern.

Die Internationale Energieagentur (IEA) warnt explizit, dass Netzausbau weltweit eine kritische Engpasse für die Energiewende darstellt. Während 2025 etwa 3,3 Billionen Dollar in Energieinvestitionen weltweit fließen, entfallen nur etwa 400 Milliarden Dollar auf Netzinfrastruktur. Dieser Mismatch zwischen Stromerzeugungsausbau und Netzinfrastruktur ist das zentrale Blockierungsproblem der Energiewende global.

Dezentralisierung versus Zentralisierung: Ein Dilemma

Eine theoretische Alternative zum Netzausbau wird in der akademischen und unternehmensnahen Literatur diskutiert: die Dezentralisierung der Stromerzeugung kombiniert mit lokalen Speicherungslösungen. Photovoltaikanlagen könnten dezentral auf Dachflächen und in Freiflächen bundesweit ausgebaut werden, ergänzt durch Batterie-Speichersysteme. Dies würde die Notwendigkeit für große Fernleitungen reduzieren.

Doch dieser Weg hat eigene Grenzen. Windenergie, die zentrale Säule der Energiewende, ist in Deutschland physikalisch dezentralisiert nicht optimal: Windpotenziale konzentrieren sich auf Norddeutschland und die Nordsee. Eine vollständige Dezentralisierung würde erfordern, dass Süddeutschland seinen Windenergie-Anteil erheblich steigert, was der Ressourcenverfügbarkeit widerspricht. Schätzungen zeigen, dass Onshore-Windenergie bis 2045 auf 360 Gigawatt anwachsen muss, mit erheblichen Anteilen in Windstarkregionen.

Batteriespeicherung, obwohl technologisch reif, ist bei Multitagespeicherung still wirtschaftlich ineffizient. Langzeitspeicherung durch Wasserstoffproduktion mittels Elektrolyse ist technisch möglich, erfordert aber zusätzliche Strommengen und Infrastruktur. Die physikalische Realität ist, dass Deutschland ohne massive Nord-Süd-Stromtransporte nicht zu einer kohlenstofffreien Stromversorgung kommt, ohne gleichzeitig Flexibilität zu opfern oder extrem hohe Speicherausgaben zu treiben.

Kosten an die Verbraucher und die Preis-Illusion von 2026

Die deutsche Bundesregierung kündigte für 2026 ein umfassendes Strompreiskompensationspaket an. Neben 6,5 Milliarden Euro für Netzentgeltentlastung umfasst das Paket weitere Subventionen, die die gesamten Strompreisstützungen 2026 auf etwa 29,5 Milliarden Euro treiben. Dies ist ein Rekordwert und zeigt das Ausmaß der Krise.

Der Industriestrompreis wurde auf 5 Cent pro Kilowattstunde für energieintensive Betriebe festgelegt, allerdings nur für 50 Prozent des Stromverbrauchs, ab 2026 mit einer Finanzierung von 3 Milliarden Euro jährlich. Dies adressiert das Problem der Deindustrialisierung, die durch hohe Strompreise ausgelöst wird, aber die Maßnahmen sind befristet und deutlich unter dem Niveau, das international wettbewerbsfähig ist.

Für private Haushalte sind die Entlastungen begrenzt. Die Stromsteuer wurde auf das europäische Mindestmaß gesenkt, was private Haushalte um etwa 2 Cent pro Kilowattstunde entlastet. In der Summe bedeuten all diese Maßnahmen, dass die Infrastrukturinvestitionen der letzten Jahre und die veranschlagten zukünftigen Ausgaben faktisch von der Allgemeinheit über Steuermittel finanziert werden, statt die Kosten im Strompreis transparent zu machen.

Dies erzeugt eine Illusion der Strompreisstabilität, die sich in einer kommenden Fiskalbereinigung auflösen wird. Die 6,5 Milliarden Euro Bundeszuschuss für Netzentgelte im Jahr 2026 sind ein temporärer Flickenteppich, kein dauerhafter Lösungsmechanismus. Wenn diese Subvention endet, was die politische Realität in Rezessionsphasen erzwingt, werden die wahren Kosten der verzögerten Netzausbauentscheidung der 2010er Jahre auf den Strompreis durchschlagen.

Die Beschleunigungsillusion und Strukturdefizite

Das Jahr 2025 als Rekordjahr in Stromnetzvergaben zu feiern, ist letztlich eine Sichtweise auf symptomatische Verbesserungen statt strukturale Lösungen. Die vier großen Stromautobahnen hätten bereits 2022 oder 2023 in Betrieb sein sollen. Dass sie 2027 und 2028 online gehen, ist nicht ein Triumph der Genehmigungsbeschleunigung, sondern ein spätes Zugeständnis an Realitäten, die hätten vermieden werden können.

Die langfristigen Investitionen in Übertragungs- und Verteilnetze werden weiterhin enorm sein. Eine echte Beschleunigung erfordert nicht nur Verwaltungsreformen in der Bundesnetzagentur, sondern auch eine politische Kultur, die Infrastruktur als demokratisch unverzichtbar, nicht als demokratisch verhandelbar, anerkennt. Bayern als Archetyp dieser Blockade hat immer noch nicht wirklich seine Widerstände gegen Stromnetztrassierung aufgegeben, nur seine Taktik auf Erdkabel-Akzeptanz verschoben.

Eine zukünftige Analyse wird zeigen, ob die Gesamtkosten der 2015er Erdkabel-Entscheidung tatsächlich im einstelligen Milliardenbereich lagen oder ob die versteckten Kosten durch Verzögerung, Redispatch und Subvention die 20 Milliarden-Euro-Schwelle überschritten haben. Die Wahrscheinlichkeit ist erheblich, dass wir uns in einer Situation befinden, in der eine fehlgeleitete politische Entscheidung von vor zehn Jahren die deutschen Stromverbraucher und Steuerzahler für Jahrzehnte belastet.

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