Die Energieinsel Nordsee soll große Mengen Offshore-Wind bündeln und über neue Leitungen an Land bringen. Für dich stellt sich eine einfache Frage: Steigen dadurch die Netzentgelte – und macht das Stromnetz wirklich stabiler? Der Ausbau der Onshore-Anbindung mit Konvertern, Umspannwerken und 380-kV-Verstärkungen kostet Milliarden, die über Umlagen und Netzentgelte verteilt werden. Gleichzeitig verspricht das Projekt weniger Engpässe und geringere Abregelung von Windstrom. Was das konkret für Strompreis, Versorgungssicherheit und Risiken bedeutet, zeigt dieser Überblick.
Einleitung
Wenn deine Stromrechnung kommt, schaust du vermutlich zuerst auf den Arbeitspreis pro Kilowattstunde. Ein wachsender Teil des Betrags steckt jedoch in Netzentgelten und Umlagen. Genau hier berührt dich die Energieinsel Nordsee. Denn Offshore-Windparks allein reichen nicht. Der Strom muss über Konverterstationen, Hochspannungs-Gleichstromleitungen und verstärkte 380-kV-Trassen ins deutsche Übertragungsnetz eingebunden werden.
Technisch geht es um sogenannte HVDC-Verbindungen mit 525 Kilovolt und typischerweise 1 Gigawatt pro Pol. Solche Größenordnungen sind laut Machbarkeitsstudien des North Sea Wind Power Hub ein praktikabler Baustein für mehrere Gigawatt Offshore-Leistung. Doch jede zusätzliche Leitung, jedes neue Umspannwerk erhöht zunächst die regulierten Netzkosten.
Gleichzeitig steht ein zweites Ziel im Raum: weniger Abregelung von Windparks, weniger Engpässe zwischen Küste und Verbrauchszentren und damit ein robusteres Netz. Ob diese Rechnung aufgeht, entscheidet sich nicht in Prospekten, sondern bei Umlagen, Engpasszahlen und realen Baufortschritten.
Wer zahlt die Onshore-Anbindung?
Der Bau von Offshore-Anbindungen und Netzverstärkungen wird über regulierte Netzentgelte und spezifische Umlagen refinanziert. Für Deutschland ist dabei die Offshore-Netzumlage zentral. Die Bundesnetzagentur weist für 2025 einen Wert von 0,816 Cent pro Kilowattstunde aus, für 2026 steigt er auf 0,941 Cent pro Kilowattstunde.
Was heißt das greifbar? Bei einem Verbrauch von 1 Terawattstunde entspricht das rechnerisch rund 8,16 Millionen Euro im Jahr 2025 und etwa 9,41 Millionen Euro im Jahr 2026. Für einzelne Haushalte hängt die konkrete Mehrbelastung vom persönlichen Verbrauch ab, die Umlage fließt jedoch systemweit in die Finanzierung von Offshore-Anschlüssen ein.
Studien zum North Sea Wind Power Hub zeigen zudem, dass ein spürbarer Teil der Investitionen in Gleichstromnetzen auf Schutztechnik entfällt. In der Machbarkeitsanalyse wird der Anteil der DC-Schutzsysteme mit rund 8 Prozent der Investitionskosten beziffert, inklusive spezifischer Annuitäten in dreistelliger Millionenhöhe pro Jahr. Das sind keine Randposten, sondern relevante Kostentreiber.
Diese Ausgaben landen nicht eins zu eins auf deiner Rechnung, aber sie gehen in die kalkulierte Erlösobergrenze der Netzbetreiber ein. Am Ende verteilen sich die Kosten auf Haushalte und Industrie über die Netzentgelte.
Welche Engpässe werden tatsächlich gelöst?
Offshore-Windparks speisen große Leistungen an der Küste ein. Das Problem liegt oft nicht auf See, sondern an Land. Wenn das 380-kV-Netz die zusätzlichen Mengen nicht aufnehmen kann, werden Anlagen abgeregelt. Strom wird produziert, aber nicht genutzt.
Laut technischen Unterlagen des North Sea Wind Power Hub gelten Gleichstromverbindungen ab einer Entfernung von etwa 15 bis 20 Kilometern als wirtschaftlich überlegen gegenüber Wechselstromlösungen. Der Grund sind geringere Übertragungsverluste und weniger Blindleistung in langen Seekabeln. Für die Energieinsel Nordsee bedeutet das: leistungsstarke HVDC-Korridore bis zu neuen oder verstärkten Netzknoten an Land.
Doch selbst die beste Offshore-Leitung nützt wenig, wenn die Einspeisung im Landesinneren stecken bleibt. Deshalb sind zusätzliche 380-kV-Verstärkungen vorgesehen, wie sie auch in nationalen Netzentwicklungsplänen beschrieben werden. Erst wenn diese Abschnitte fertig sind, sinkt das Risiko, dass Windparks wegen Engpässen heruntergeregelt werden.
Für dich ist das entscheidend. Jede vermiedene Abregelung spart Entschädigungszahlungen, die sonst ebenfalls über Umlagen finanziert werden. Ob die Energieinsel Nordsee diese Einsparungen tatsächlich bringt, lässt sich künftig an veröffentlichten Abregelungszahlen und Redispatch-Kosten ablesen.
Was bedeutet das für die Stromnetzstabilität?
Ein Blackout entsteht selten durch einen einzelnen Defekt. Meist kommen mehrere Faktoren zusammen: hohe Last, fehlende Reserven, ungeplante Ausfälle. Die Energieinsel Nordsee setzt hier auf vermaschte Gleichstromnetze mit schnellen Schutzsystemen.
In den technischen Studien werden für HVDC-Systeme 525 Kilovolt und 1 Gigawatt pro Pol als typische Auslegung genannt. Entscheidend ist dabei die Fehlerbeherrschung. Schutzschalter in Gleichstromnetzen müssen Ströme im Bereich von 15 Kiloampere innerhalb weniger Millisekunden unterbrechen können. Die Studien rechnen mit Auslösezeiten um 2 bis 5 Millisekunden.
Solche Reaktionszeiten helfen, Fehler lokal zu begrenzen. Fällt ein Strang aus, bleibt der Rest des Netzes im Idealfall stabil. Gleichzeitig ermöglicht eine stärkere Nord-Süd-Verbindung mehr Flexibilität beim Redispatch. Kraftwerke im Süden können entlastet werden, wenn Windstrom aus dem Norden zuverlässig ankommt.
Ob dadurch das Blackout-Risiko messbar sinkt, hängt jedoch auch von anderen Faktoren ab: Reservekraftwerke, Lastmanagement und internationale Verbindungen. Die Energieinsel ist ein Baustein, kein Schutzschild gegen jedes Szenario.
Zeitplan, Meilensteine und offene Risiken
Planungsdokumente von Elia und beteiligten Partnern nennen für zentrale Offshore- und Onshore-Projekte Zeitfenster zwischen 2027 und 2034. Dazu zählen Konverterplattformen auf See und Netzausbauprojekte an Land. Diese Spannweite zeigt, wie lang die Umsetzung dauert.
Für dich als Stromkunde sind drei Punkte besonders relevant. Erstens das Budget. Steigen die Investitionskosten über die ursprünglich angesetzten Beträge, erhöht das langfristig den Druck auf Netzentgelte. Zweitens der Terminplan. Verzögerungen bedeuten, dass Engpässe länger bestehen bleiben und Abregelungen weiterlaufen. Drittens die technische Reife zentraler Komponenten wie DC-Leistungsschalter.
Die Machbarkeitsstudien weisen ausdrücklich auf den Kosten- und Technologierisiken der Schutztechnik hin. Wenn diese Systeme teurer werden oder Lieferketten stocken, verschiebt sich das gesamte Projektgefüge.
Beobachten kannst du künftig veröffentlichte Netzentgeltentwicklungen, die Höhe der Offshore-Netzumlage, Fortschrittsmeldungen zu Konverter-Standorten und die jährlichen Zahlen zu Abregelung und Redispatch. Dort zeigt sich, ob die Energieinsel Nordsee ihre Versprechen einlöst.
Fazit
Die Energieinsel Nordsee erhöht zunächst den Investitionsbedarf im Stromnetz. Das spiegelt sich in Umlagen wie der Offshore-Netzumlage wider, die zwischen 2025 und 2026 von 0,816 auf 0,941 Cent pro Kilowattstunde steigt. Gleichzeitig adressiert die neue Onshore-Anbindung reale Engpässe zwischen Küste und Landesinnerem. Wenn Konverter, Leitungen und 380-kV-Verstärkungen planmäßig fertig werden, sinken Abregelungen und das Netz gewinnt an Flexibilität.
Ob sich das für dich rechnet, hängt von zwei Entwicklungen ab: Bleiben Baukosten und Zeitpläne im Rahmen, und gehen Engpass- sowie Redispatch-Kosten tatsächlich zurück? Die Antwort liegt in künftigen Netzentgeltbescheiden und veröffentlichten Netzkennzahlen.
