Stromtrasse SuedLink: Baustopp trifft Schlüsselprojekt der Energiewende / Die Energiewende frisst ihre eigene Geschäftsgrundlage
Volker Fuchs 8.10.2026
Deutschland steckt seit Jahren Milliarden in die Energiewende, doch zentrale Ziele geraten trotzdem außer Reichweite.
- Nach Berechnungen von McKinsey könnten in den kommenden zehn Jahren weitere Kosten von bis zu einer Billion Euro anfallen. Gleichzeitig drohen neun von 15 untersuchten Zielgrößen ihren vorgesehenen Kurs zu verfehlen.
- Dabei geht es um Klimaschutz, Versorgungssicherheit und Wirtschaftlichkeit. Besonders schwer wiegt deshalb das Verhältnis zwischen finanziellem Aufwand und tatsächlicher Zielerreichung.
- Verbraucher, Unternehmen und Steuerzahler finanzieren einen immer teureren Umbau, während wesentliche Probleme ungelöst bleiben.
Nachfolgend 2 weitere Berichte über eine verfehlte Energiepolitik des Klimavorreiters Deutschland mit einem globale CO2-Anteil von 0,00000034 der vom Pferd vermutlich auf den Kopf gefallen ist, denn seine Lernresistenz hat sich der PISA-Studie angepasst. Und somit unfähig geworden aus den einmal gemachten Fehlern zu lernen und macht auch jetzt noch, trotz der bereits gescheiterten Energiepolitik auf dem Weg zu Netto-Null unentwegt weiter.
Oktober 2, 2026
Die Stromtrasse SuedLink gerät bei Bad Friedrichshall erneut ins Stocken. TransnetBW stoppte Ende September die Arbeiten im dortigen Salzbergwerk wegen neuer geologischer Erkenntnisse. Deshalb muss der Netzbetreiber die geplante Kabelführung auf knapp 16 Kilometern überarbeiten.
Das Problem trifft eines der wichtigsten Infrastrukturprojekte der deutschen Energiewende. Besonders kritisch ist der Zeitplan, denn die rund 700 Kilometer lange Nord-Süd-Verbindung sollte ursprünglich bereits 2022 in Betrieb gehen. Inzwischen gilt Ende 2028 als Ziel, während die Folgen des neuen Baustopps für Kosten und Termin noch offen sind.
Stromtrasse SuedLink ist zentral für die Energiewende
SuedLink soll große Mengen Strom aus Norddeutschland nach Bayern und Baden-Württemberg transportieren. Zwei Gleichstromverbindungen ermöglichen zusammen eine Übertragungsleistung von vier Gigawatt.
- Damit gehört das Projekt zu den wichtigsten Nord-Süd-Korridoren des deutschen Übertragungsnetzes. Außerdem lässt sich die geplante Transportfunktion erst vollständig nutzen, wenn die Verbindung durchgehend fertiggestellt ist. Gerade deshalb wiegen die wiederholten Verzögerungen schwer.
- Das Energiewende-Monitoring Baden-Württemberg nennt 2022 als ursprünglich vorgesehenen Inbetriebnahmetermin. Später wanderte das Ziel zunächst auf 2026 und schließlich auf 2028.
- Damit liegt zwischen ursprünglicher Planung und aktuellem Termin inzwischen ein Zeitraum von sechs Jahren. Nun kommt ein weiteres technisches Problem hinzu.
Neuer Baustopp verschärft die Terminrisiken
Für die Stromtrasse SuedLink entsteht damit ein weiterer Unsicherheitsfaktor. Bereits Planungsverfahren, Genehmigungen und Änderungen der Trassenführung hatten den Bau immer wieder verzögert. Zwar laufen viele Abschnitte inzwischen gleichzeitig im Bau, jedoch genügt ein kritischer Engpass, um den Gesamttermin zu gefährden.
Besonders anspruchsvoll ist der Abschnitt bei Bad Friedrichshall. Die Kabel sollen dort etwa 200 Meter tief durch ein Salzbergwerk verlaufen. Die Arbeiten begannen bereits 2023.
Neue Erkenntnisse über den Untergrund passen nun jedoch nicht mehr zur bisherigen technischen Planung. TransnetBW entwickelt deshalb gemeinsam mit den Südwestdeutschen Salzwerken eine alternative Lösung.
Fehlende Nord-Süd-Leitungen verursachen hohe Kosten
Die Probleme treffen ein Stromsystem, das bereits heute mit erheblichen Netzengpässen kämpft. Allein 2025 verursachte das Netzengpassmanagement bundesweit Kosten von rund drei Milliarden Euro. Dazu gehören Redispatch, Reservekraftwerke und weitere Maßnahmen zur Stabilisierung des Stromnetzes. Diese Kosten entstehen nicht allein wegen SuedLink, zeigen aber die wirtschaftliche Bedeutung fehlender Transportkapazitäten.
Die Stromtrasse SuedLink soll genau solche Engpässe zwischen Nord und Süd reduzieren. Windstrom entsteht in großen Mengen im Norden, während wichtige Verbrauchszentren im Süden liegen. Fehlen ausreichende Leitungen, müssen Kraftwerke regional hoch- oder heruntergefahren werden. Gleichzeitig zahlen die Stromkunden die Kosten der notwendigen Netzeingriffe über die Netzentgelte mit.
Technisch aufwendige Lösungen erhöhen die Komplexität
SuedLink wird weitgehend als Erdkabel gebaut. Dadurch entstehen zahlreiche technisch anspruchsvolle Sonderlösungen. Dazu gehören der kilometerlange Elbtunnel und die Führung durch das Salzbergwerk bei Heilbronn. Solche Bauverfahren reduzieren zwar Eingriffe an der Oberfläche, erhöhen jedoch zugleich den technischen Aufwand.
Der aktuelle Baustopp zeigt deshalb ein grundsätzliches Problem der Energiewende-Infrastruktur.
- Stromerzeugung aus Wind- und Solaranlagen lässt sich vergleichsweise schnell ausbauen. Neue Höchstspannungsleitungen benötigen dagegen häufig viele Jahre für Planung, Genehmigung und Bau. Dadurch wächst die Gefahr, dass Erzeugungsanlagen schneller entstehen als die erforderlichen Netze.
Von 2022 auf 2028 – und der Zeitplan bleibt unsicher
Für SuedLink ist die Fehlentwicklung besonders deutlich.
- Eine ursprünglich für 2022 erwartete Infrastruktur soll nach heutiger Planung erst Ende 2028 vollständig verfügbar sein. Gleichzeitig bleiben nach dem neuen geologischen Problem weitere Verzögerungen möglich. Noch kann TransnetBW nicht beziffern, ob die Umplanung zusätzliche Monate oder höhere Kosten verursacht.
- Damit wird aus einem lokalen Baustopp bei Heilbronn ein Problem mit bundesweiter Bedeutung. Die Energiewende benötigt leistungsfähige Nord-Süd-Leitungen, um wachsende Strommengen über große Entfernungen zu transportieren.
- Wenn zentrale Netzprojekte ihrer ursprünglichen Planung um Jahre hinterherlaufen, wächst die Abhängigkeit von teuren Eingriffen in den Netzbetrieb. Entscheidend ist deshalb nicht nur, ob SuedLink fertiggestellt wird, sondern wann.
Verfasser: Blackout News Verwendete Quellen:
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- Ursache ist vor allem die gleichzeitige wetterabhängige Einspeisung bei begrenzter Nachfrage und fehlender Flexibilität. Dadurch sinkt ausgerechnet bei hoher Produktion der Marktwert des erzeugten Stroms.
- Gleichzeitig finanziert der Bundeshaushalt weiterhin die EEG-Förderung, während Verbraucher Netze und Systemkosten bezahlen. Damit beginnt die Energiewende ihre eigene Geschäftsgrundlage zu beschädigen.
Geschäftsgrundlage leidet unter dem eigenen Überangebot
Windräder und Solaranlagen produzieren jedoch nicht entsprechend dem aktuellen Strombedarf. Sie liefern Strom, nur wenn Wind und Sonne ausreichend Energie bereitstellen.
- Deshalb speisen Anlagen derselben Technik häufig nahezu gleichzeitig große Mengen ein. Das zusätzliche Angebot drückt dann den Börsenpreis. Bei besonders hoher Einspeisung fällt der Preis sogar unter null. Damit reduziert zusätzlicher Ausbau den Marktwert eines Teils der bereits vorhandenen Produktion.
Dieser sogenannte Kannibalisierungseffekt lässt sich inzwischen klar beobachten.
- Im August 2026 speisten Solaranlagen rund 21 Prozent ihrer Monatsproduktion während negativer Preisphasen ein. Der Marktwert Solar erreichte lediglich 6,359 Cent je Kilowattstunde. Der durchschnittliche Spotmarktwert lag dagegen bei 12,689 Cent.
- Mehr installierte Leistung bedeutet deshalb nicht automatisch höhere Einnahmen. Vielmehr produzieren immer mehr Anlagen genau in jenen Stunden, in denen Strom bereits reichlich vorhanden ist.
Staatliche Förderung ersetzt keinen funktionierenden Markt
Über Jahre begrenzte das EEG jedoch einen wesentlichen Teil dieses Marktrisikos. Garantierte Vergütungen und Marktprämien machten Investitionen kalkulierbarer, obwohl die Börsenpreise schwankten.
- Seit Abschaffung der EEG-Umlage trägt der Bundeshaushalt die Finanzierungslücke. Bis Ende August 2026 flossen bereits gut elf Milliarden Euro auf das EEG-Konto. Allein im August betrug der Bundeszuschuss rund 1,88 Milliarden Euro.
- Inzwischen reagiert selbst der Gesetzgeber auf negative Strompreise. Nach § 51 EEG sinkt der anzulegende Wert in bestimmten Zeiträumen mit negativen Börsenpreisen grundsätzlich auf null.
- Allerdings sieht § 51a zugleich eine Verlängerung des Vergütungszeitraums unter bestimmten Voraussetzungen vor. Der Marktmechanismus lässt sich damit jedoch nicht abschaffen. Wenn der erzeugte Strom zeitweise keinen positiven Marktwert mehr besitzt, verliert die bisherige Geschäftsgrundlage an Tragfähigkeit.
Höhere Zinsen verschärfen die Kalkulation
Hinzu kommen deutlich höhere Finanzierungskosten. Wind- und Solarparks benötigen große Anfangsinvestitionen für Anlagen, Fundamente, Netzanschlüsse und Infrastruktur. Viele Projekte entstanden jedoch in Jahren extrem niedriger Zinsen.
- Inzwischen kostet Fremdkapital erheblich mehr. Gleichzeitig haben sich Material, Bauleistungen und vielerorts auch Flächen verteuert. Deshalb lassen sich frühere Renditerechnungen nicht einfach fortschreiben.
- Reuters verweist zudem darauf, dass ältere Finanzmodelle häufig von höheren Stromerlösen und niedrigeren Kapitalkosten ausgingen. Deshalb gewinnen Stromabnahmeverträge, Speicher und flexible Vermarktungsmodelle an Bedeutung.
- Dass Investoren weiterhin Windprojekte entwickeln, widerspricht diesem Befund nicht. Die jüngste Ausschreibung der Bundesnetzagentur war sogar deutlich überzeichnet. Allerdings verschiebt sich das Risiko stärker auf den tatsächlichen Marktwert der erzeugten Kilowattstunde.
Verbraucher bezahlen die Kosten außerhalb der Börse
Für Haushalte und Unternehmen führt ein negativer Börsenpreis jedoch nicht automatisch zu niedrigen Stromrechnungen. Die Bundesnetzagentur beziffert das jährliche Volumen der Netzentgelte auf rund 37 Milliarden Euro.
- Diese machen inzwischen etwa 30 Prozent der Stromkosten eines Haushalts aus. Außerdem müssen Netzbetreiber Engpässe beherrschen und große Strommengen zwischen Erzeugungs- und Verbrauchsregionen transportieren. Deshalb verursacht der weitere Ausbau zusätzliche Infrastrukturkosten.
- Genau darin liegt der entscheidende Widerspruch. Wind- und Solarstrom kann in einzelnen Stunden extrem billig sein. Trotzdem benötigt Deutschland Netze, Speicher, flexible Verbraucher und steuerbare Kraftwerke für Zeiten mit geringer Erzeugung.
- Die Kosten verschwinden deshalb nicht, wenn der Börsenpreis kurzfristig gegen null fällt. Sie tauchen lediglich an anderer Stelle wieder auf. Das bisherige Modell stößt damit an eine ökonomische Grenze.
- Zusätzliche Anlagen erzeugen immer häufiger Strom zu Zeiten, in denen bereits ein Überangebot besteht. Gleichzeitig muss das System Strom auch dann bereitstellen, wenn Wind und Sonne kaum liefern.
- Eine Energiepolitik, die vor allem auf immer höhere installierte Leistung setzt, kann diesen Widerspruch nicht dauerhaft mit Fördermitteln überdecken. Irgendwann entscheidet nicht mehr das politische Ausbauziel, sondern die wirtschaftliche Geschäftsgrundlage.
Verfasse4r: Klaus Bastian – Blackout News Verwendete Quellen:
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