Offshore: Wie neue Netze in Zukunft Strom effizienter in Europa verteilen
Ein neues Netz aus Hochspannungsleitungen soll Nordsee-Windparks zum „grünen Kraftwerk“ für die Anrainerstaaten verbinden.
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Europas Energiemarkt wächst auf dem Boden der Nordsee zusammen. Mehrere große Übertragungsnetzbetreiber planen den Bau von flexibel nutzbaren Hochspannungsleitungen zwischen Offshore-Windparks in deutschen, britischen, niederländischen und belgischen Gewässer und der Küste. Diese „hybriden Interkonnektoren“ sollen den auf dem Meer erzeugten Strom aus mehreren Windparks bündeln und je nach Bedarf in verschiedene Länder leiten.
Bislang sind Offshore-Windparks typischerweise jeweils nur mit einem einzigen Landstromnetz verbunden. Die neuartigen Netze sollen ab Anfang der 2030er-Jahre realisiert werden und Basis eines „grünen Kraftwerks Nordsee“ werden. Nach Überzeugung des Netzbetreiber-Verbundes Offshore TSO Collaboration (OTC) können auf diesem Weg „bis zu 1000 TWh Strom erzeugt und an Land transportiert werden; das entspricht rund 40 % des europäischen Strombedarfs bis zum Jahr 2050“. In der Ostsee gibt es bereits seit sechs Jahren einen derartigen Interkonnektor zwischen zwei deutschen und dänischen Windparks und den beiden Ländern.
Grenzüberschreitende Leitungen verteilen den Strom heute schon europaweit
Grenzüberschreitende Stromleitungen sind in der Nordsee an sich nicht ungewöhnlich. Seit 2021 verbindet beispielsweise das 623 km lange Hochspannungs-Gleichstrom-Kabel „NordLink“ Norwegen und Deutschland. Mit einer Spannung von 525 KV und einer Kapazität von 1400 MW überträgt es Strom aus norwegischer Wasserkraft ins deutsche Netz oder Windenergie aus Deutschland nach Norwegen.
Das bislang größte Projekt dieser Art ist das 725 km lange Erd- und Seekabel zwischen der Region Wilhelmshaven und der englischen Grafschaft Kent, das nach zehn Jahren Planungs- und Bauzeit 2028 in Betrieb gehen soll.
Offshore-Windparks sollen direkts ins europäische Stromnetz einspeisen
Derartige Kabelstränge und weitere vergleichbare Projekte verlaufen zwar teilweise in der Nähe von Offshore-Windparks. Den dort erzeugten Strom können diese derzeit aber nicht direkt aufnehmen. Die elektrische Energie muss also erst aus den Offshore-Windparks über eigene Kabel an Land geleitet und erst dann ins Seekabel eingespeist werden. Die neuen hybriden Interkonnektoren sollen den in Windparks produzierten Strom dagegen schon auf See bündeln und dann je nach Bedarf in die beteiligten Empfängerländer verteilen.
Heute sind Offshore-Windparks, die an Seekabeln entlang errichtet wurden, wie ein falsch geplanter Gewerbepark: dumm, wenn die Autobahnauffahrt fehlt.
Die direkte Anbindung der Offshore Windparks an das europäische Netz – und die so mögliche flexible Verteilung der Energie – soll einen doppelten Nutzen haben: „Zum einen verringern wir die Zahl der notwendigen Kabelverbindungen zum Festland; zum anderen kann der in den Parks erzeugte Strom effizienter genutzt werden“, ist Jörn Ceh überzeugt. Er leitet beim deutschen Netzbetreiber Tennet Deutschland das Projekt „GriffinLink“ für einen hybriden Interkonnektor zwischen Deutschland und Großbritannien leitet. Bislang muss die Leistung der Offshore-Windparks gedrosselt werden, falls der Bedarf im belieferten Stromnetz zu gering ist. Künftig könnte die elektrische Energie dann grenzüberschreitend in ein anderes Netz fließen.
Auf See sollen hybride Interkonnektoren den Strom aus Offshore-Windparks direkt aufnehmen
Eine engere und effizientere Vernetzung ihrer Länder ist Kern der Strategie der Nordseeanrainer, ihr Meer vor der Haustür zum „größten grünen Kraftwerk Europas“ auszubauen. In ihrem aktuellen zweiten Entwurf für den Netzentwicklungsplan 2037/2045 haben die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber und deren internationale Partner derzeit fünf hybride Interkonnektoren in der Nordsee vorgesehen. Sie sollen Deutschland und eine Reihe von Offshore-Windparks mit Dänemark, den Niederlanden, Norwegen und Schottland verbinden.
Zu Beginn der Planungen vor zehn Jahren war eine künstliche Insel auf der Doggerbank mitten in der Nordsee als zentraler Knotenpunkt vorgesehen. Dort sollte aus einer Reihe von Windparks Strom mit einer Gesamtleistung von 100 GW zusammengeführt werden. Neben den erforderlichen Konvertern für die Weiterleitung des Stroms sollten dort auch Elektrolyseure für die „grüne“ Wasserstoffproduktion installiert werden.
Giga-Hubs für Offshore-Windstrom haben keine Chancen mehr
Bereits 2021 erteilte der heutige CEO des Netzbetreibers Tennet Deutschland, Tim Meyerjürgens, dem Großvorhaben eine Absage: „Das technische Optimum sind etwa 12 GW bis 15 GW pro Insel. Für mehr Leistung brauche ich Zwischenstationen – damit wird das aufwendig und teuer“, sagte Meyerjürgens seinerzeit in einem Interview.
Mittlerweile gibt es auch politische Zweifel an der Nutzung der 18.000 km2 großen Doggerbank für Windkraftprojekte: Kurz vor dem Ende ihrer Amtszeit entdeckte die vorherige Bundesregierung im März 2025 „Wissenslücken“ über die Eignung des deutschen Anteils an der riesigen Untiefe inmitten der Nordsee. Der Bereich innerhalb der deutschen Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) ist einerseits als Standort für Offshore-Windparks mit einer Leistung von bis zu 6 GW vorgesehen, andererseits als Naturschutzgebiet ausgewiesen. Die seit 2024 vorliegende Studie über eine umweltverträgliche Nutzung sei „mit Unsicherheiten behaftet, da teilweise Annahmen aufgrund von Kenntnislücken getroffen werden mussten“, erklärte die Bundesregierung damals. Das aktuelle Kabinett hat sich bislang nicht des Themas angenommen.
Die Zukunft für die Verteilung von Offshore-Windstrom liegt in Hubs von mehreren Gigawatt
Die Alternative zu dem gestoppten Großprojekt sind kleinere Knotenpunkt, die in etwa den bisherigen Konverterplattformen in den Offshore-Windparks entsprechen. Für den von Tennet und dem britischen Netzbetreiber National Grid geplanten GriffinLink sind zwei Offshore-Plattformen vorgesehen, die den von den Windpark angelieferten Drehstrom in 525 kV Gleichstrom umwandeln und dann über Höchstspannungs-Gleichstrom-Seekabel je nach Bedarf nach Großbritannien oder Deutschland leiten.
Während elektrische Energie an Land in der Regel als Hochspannungs-Drehstrom durch die Frei-Leitungen fließt, ist für die Offshore-Übertragung Gleichstromtechnik üblich: Gleichstrom-Seekabel sind auf den erforderlichen Langstrecken verlustärmer als Drehstromleitungen und zudem kostengünstiger, weil sie mit zwei statt mit drei Leitern sowie einem geringeren Aufwand für die Isolation auskommen. Nach den Vorstellungen der Planer kann das System von mehreren Windparks mit einer Gesamtleistung von 3,8 GW einsammeln. Nach Großbritannien beträgt die Übertragungskapazität bis zu 1,8 GW, nach Deutschland können bis zu 2 GW fließen.
EU-Staaten bepreisen Strompreise anders, fördern unterschiedlich – das wird noch eine Problem werden
GriffinLink soll Ende der 2030er-Jahre realisiert werden. Bis dahin sind noch etliche Fragen wie die Technik der reibungslosen Umschaltung von einem auf das andere Empfängerland oder die Verknüpfung unterschiedlicher Spannungssysteme in den beteiligten Ländern zu klären. Zudem stehen noch grundsätzliche Themen im Raum: In den Anrainerstaaten gibt es unterschiedliche Fördermittel für erneuerbare Energien, die Strompreise sind teilweise anders strukturiert. Zudem gehören die Windparks unter Umständen anderen für die Preisgestaltung entscheidenden Marktgebotszonen an als die Länder, die den Strom beziehen. Das jüngste Tennet-Projekt ist trotz der noch zu klärenden Punkte nicht das einzige Vorhaben dieser Art:
- Der deutsche Netzbetreiber Amprion und sein dänisches Gegenstück Energinet wollen mit dem „TYSDAN Hybrid Interconnector“ zwei dänische Offshore-Windparks in der Nordsee mit je 2 GW Leistung mit den Stromnetzen in in ihren Ländern verbinden.
- Der Offshore-Netzplaner Windgrid – eine Tochter des belgischen Netzbetreibers Elia – will mit „HansaLink“ eine Verbindung von zwei britischen Windparks nach Großbritannien und Deutschland schaffen.
- Der niederländische Tennet-Zweig plant mit LionLink eine hybride Verbindung zwischen den Niederlanden und Großbritannien.
Belgien plant den größten Hub für Offshore-Windstrom, in der Ostsee haben sie schon Erfahrung mit der Technik
45 km vor der belgischen Küste wird am bislang größten Projekt innerhalb des künftigen transeuropäischen Netzes gearbeitet. Mit dem „Princess Elisabeth offshore energy hub“ hat „Elia Transmission Belgium“ mit dem Bau einer künstlichen Insel begonnen, die ab 2030 zunächst 2,1 GW Strom aus einer Reihe von Windparks einsammeln und ins eigene Land sowie nach Großbritannien leiten soll. Das 6 ha große Eiland wird derzeit aus ingesamt 23 jeweils rund 22.000 t schweren Betonwürfeln zusammengesetzt und anschließend über 300 km Gleichstrom- und 60 km Wechselstromleitungen mit den Windparks verbunden. Im Endausbau soll die Insel Strom mit einer Gesamtleistung von 3,5 GW ins Netz einspeisen können.
Ein ähnliches Projekt verfolgen der deutsche Netzbetreiber 50Hertz und das dänische Energinet mit dem Bornholm Energy Hub. Die ebenfalls künstliche Insel soll ab den 2030er-Jahren die elektrische Energie bedarfsgerecht aus zwei noch zu bauenden Windparks mit einer Gesamtleistung von bis zu 3 GW nach Deutschland und Dänemark leiten. Beide Unternehmen sind die einzigen, die bereits Erfahrung mit dem Betrieb eines hybriden Interkonnektors haben. Seit 2020 leiten sie den Strom aus den Ostseeparks Kriegers Flak und Baltic 1+2 in die Netze beider Länder. Mit einer Leistung von maximal 400 W und den nur etwa 25 km langen Seekabeln ist das Projekt vergleichsweise klein – aber erfolgreich: Allein auf dänischer Seite beziehen rund 600 000 Haushalte ihre elektrische Energie über die „Combined Grid Solution“, wie die hybriden Interkonnektoren Anfang des Jahrzehnts noch genannt wurden.
