Energieinsel: Zwischen Offshore-Wind und langen Stromkabeln

Du kennst das aus dem Alltag: Du willst das E‑Auto nach Feierabend laden, vielleicht läuft parallel noch der Herd – und du erwartest, dass Strom einfach da ist. Gleichzeitig wächst in Europa der Anteil von Windstrom, der nicht dann entsteht, wenn wir ihn „bestellen“, sondern wenn Wind weht. Genau dort setzt die Idee der Energieinsel an: Sie soll große Mengen Offshore‑Wind bündeln und verlässlich in die Netze an Land bringen.

Im Kern geht es um eine sehr bodenständige Frage: Wie bekommt man Strom aus weit entfernten Windparks in der Nord- oder Ostsee dorthin, wo er gebraucht wird – ohne dass unterwegs zu viel verloren geht oder Netze überlastet werden? Klassische Lösungen verbinden oft jeden Windpark einzeln mit einem Landpunkt. Energieinseln drehen das Prinzip um: Viele Windparks gehen erst zu einem Sammelpunkt, und von dort führt eine kleine Anzahl sehr leistungsfähiger „Stromautobahnen“ weiter.

Das ist nicht nur ein Technikthema. Planungsdokumente auf europäischer Ebene zeigen, dass Offshore‑Netze in großem Maßstab gedacht werden. Gleichzeitig diskutieren Betreiber, Behörden und Forschung sehr offen über Risiken wie Lieferketten, neue Schutztechnik und den langen Atem, den solche Infrastruktur braucht. Dieser Artikel erklärt dir die Grundidee – und warum lange Stromkabel dabei nicht nur ein Detail sind, sondern oft der entscheidende Faktor.

Eine Energieinsel ist kein „Kraftwerk auf einer Insel“, sondern eher ein Umspann- und Verteilknoten für Offshore‑Wind. Du kannst dir das wie einen Verkehrsknotenpunkt vorstellen: Viele Zufahrtsstraßen (Windparks) münden an einem großen Kreisverkehr (Energieinsel), und von dort gehen wenige, sehr breite Ausfallstraßen (Exportleitungen) Richtung Land. Der Vorteil: Netze lassen sich modular erweitern, und Windstrom kann flexibler zwischen Regionen oder Ländern verteilt werden.

Besonders greifbar wird das am Projekt Bornholm Energy Island. In offiziellen Marktdialog‑Unterlagen von Energinet und 50Hertz wird Bornholm als Offshore‑Sammelpunkt mit einer Einspeisekapazität von rund 3 GW beschrieben. Ziel der Architektur: Offshore‑Wind wird gesammelt, auf der Insel gebündelt und über Hochspannungs‑Gleichstrom‑Verbindungen (HVDC) weitergeleitet.

Eine Energieinsel ist weniger ein einzelnes Bauwerk als ein Systemknoten: Sie verbindet Erzeugung, Netze und Marktlogik an einem Ort.

Warum Gleichstrom? Weil HVDC bei sehr langen Strecken und großen Leistungen oft effizienter und technisch beherrschbarer ist als Wechselstrom. In den Dokumenten zur Bornholm‑Energieinsel wird als Systembasis eine HVDC‑Spannung von ±525 kV genannt – ein Hinweis darauf, wie groß die Dimensionen sind. Solche Werte stehen nicht für „Hightech um der Hightech willen“, sondern dafür, möglichst viel Leistung mit wenigen Leitungen transportieren zu können.

Die wichtigste Frage hinter dem Schlagwort „Energieinsel“ ist eigentlich ganz einfach: Wie kommt elektrischer Strom aus einer Windturbine auf See in ein stabiles Netz an Land? Der Weg besteht aus mehreren Stufen, die in den Projektunterlagen und Studien immer wieder als Kernbausteine auftauchen: sammeln, umformen, übertragen, wieder einspeisen.

1) Sammeln auf See: Offshore‑Windparks liefern zunächst Wechselstrom. Der wird in der Regel über ein Offshore‑Wechselstromnetz (ein lokales Sammelnetz) zusammengeführt. Bei einem Hub‑Konzept wie Bornholm spielt dabei eine Rolle, dass die Offshore‑Umgebung wie ein eigenes kleines Netz funktioniert. In den Diskussionen zum Bornholm‑Projekt wird deshalb beschrieben, dass Offshore‑Umrichter „netzbildend“ arbeiten sollen: Sie halten Spannung und Frequenz im Offshore‑Sammelnetz stabil, damit viele Windparks sauber einspeisen können.

2) Umformen in Gleichstrom: Für die lange Strecke Richtung Land wird Wechselstrom in Gleichstrom umgewandelt. In den Bornholm‑Unterlagen wird dafür eine Multi‑Terminal‑HVDC‑Struktur (MTDC) beschrieben – also nicht nur eine Punkt‑zu‑Punkt‑Leitung, sondern ein Gleichstromsystem, an dem mehrere Stationen hängen können. Das ist ein entscheidender Unterschied zur klassischen Einzelanbindung: In einem solchen System sind Steuerung, Schutz und Zusammenarbeit verschiedener Komponenten besonders anspruchsvoll.

3) Übertragen über lange Strecken: Dann laufen die sogenannten Exportkabel. Beim Bornholm‑Beispiel werden zwei große Richtungen genannt: eine Verbindung nach Dänemark (Seeland) und eine nach Deutschland. Für die deutsche Verbindung nennt 50Hertz öffentlich, dass es sich um einen Interkonnektor Bornholm–Deutschland handelt und dass eine Inbetriebnahme um 2034 angestrebt wird. Solche Zeiträume zeigen: Das ist Infrastruktur, die über viele Jahre geplant, genehmigt, gebaut und getestet wird.

4) Einspeisen und verteilen: Am Ende steht wieder Wechselstrom im Landesnetz – dort, wo Haushalte, Industrie und Ladeinfrastruktur hängen. Genau an dieser Stelle entscheidet sich, ob Offshore‑Wind als „mehr Angebot“ wirklich beim Verbraucher ankommt oder ob Engpässe im Binnenland neue Flaschenhälse schaffen. Europäische Planungsdokumente betonen deshalb, dass Offshore‑Netzausbau und Onshore‑Netzverstärkung zusammengedacht werden müssen.

„Legt man halt ein Kabel“ klingt nach einem überschaubaren Arbeitspaket. In der Praxis sind die langen Stromkabel häufig das Risiko, an dem Termine, Kosten und technische Komplexität hängen. Das zeigen sowohl die Marktdialog‑Dokumente zum Bornholm‑Projekt als auch europäische Planungsberichte.

Beim Bornholm‑Beispiel wird in den Kabel‑Unterlagen beschrieben, dass die Bedingungen rund um die Insel nicht gleichmäßig sind: In Küstennähe wird eine boulder‑reiche (also steinige) Zone genannt, weiter draußen wechseln die Bedingungen. Für die Verlegung bedeutet das: unterschiedliche Methoden, unterschiedliche Werkzeuge und mehr Unsicherheit in der Detailplanung. Es geht nicht nur um die Seestrecke, sondern auch um Landfall‑Abschnitte und die Frage, wie Kabel an Land geführt werden können.

Dazu kommt der industrielle Teil: Für große HVDC‑Systeme sind Kabel, Konvertertechnik und Testkapazitäten nicht beliebig verfügbar. Genau deshalb fragen die Marktdialog‑Papiere bei Herstellern nach dem Stand von Qualifikationstests und Produktionsmöglichkeiten. Auf europäischer Ebene wird dieser Engpass noch deutlicher: In der Offshore Network Development Plans‑Zusammenfassung von ENTSO‑E (veröffentlicht 2024) werden Offshore‑Übertragungsnetze als massiver Ausbaupfad beschrieben – inklusive sehr großer Investitionssummen und sehr vieler zusätzlicher Kilometer Offshore‑Routen im Zeitraum bis 2050. Das ist ein Signal an die Branche: Lieferketten, Häfen, Installationsschiffe und Fachkräfte müssen mitwachsen, sonst bleibt die Planung Theorie.

Auch die Systemtechnik ist ein Engpass. Multi‑Terminal‑HVDC klingt nach „mehr Flexibilität“, bringt aber neue Anforderungen: Schutzmechanismen müssen Fehler in einem Gleichstromnetz schnell erkennen und isolieren. In Projektdokumenten und Forschungsarbeiten wird diese Schnittstelle als besonders anspruchsvoll beschrieben – gerade wenn unterschiedliche Anbieter (Multi‑Vendor) Komponenten liefern. Für dich als Leser heißt das: Selbst wenn Windparks stehen, entscheidet die Exportinfrastruktur darüber, ob der Strom wirklich zuverlässig genutzt werden kann.

Eine Energieinsel ist Infrastruktur. Du merkst sie nicht direkt – aber du merkst ihre Abwesenheit. Wenn viel Offshore‑Wind im System ist, passieren ohne ausreichende Netze zwei Dinge: Strom muss abgeregelt werden (weil er nicht abtransportiert werden kann), und regional können sich Preise stärker auseinanderentwickeln. Studien zu Energieinseln modellieren deshalb nicht nur die Technik, sondern auch Märkte und Netzflüsse.

Eine wissenschaftliche Modellstudie zu „North Sea Energy Islands“ (als Preprint auf arXiv veröffentlicht) kommt zu dem Ergebnis, dass Energieinseln auf Systemebene den volkswirtschaftlichen Nutzen erhöhen können, die Vorteile aber je nach Land unterschiedlich ausfallen. Das ist wichtig, weil es erklärt, warum solche Projekte politisch und regulatorisch aufwendig sind: Wer zahlt, wer profitiert, und wie werden Engpässe über Ländergrenzen hinweg sinnvoll gemanagt?

ENTSO‑E geht in seinem ONDP‑Überblick einen Schritt zurück und betrachtet die Dimension. Dort werden für den Zeitraum 2025 bis 2050 weltweit offshore‑bezogene Investitionsbedarfe in einer Größenordnung von €393–403 Mrd. genannt (je nach Technologieannahmen). Außerdem wird eine zusätzliche Offshore‑Routenlänge in einer Größenordnung von rund 48.000–54.000 km weltweit beschrieben. Das sind keine „Versprechen“, sondern Planungswerte – aber sie zeigen, dass Energieinseln nicht als Einzelprojekte zu verstehen sind. Sie sind Bausteine in einem größeren Netz, das Offshore‑Wind so integriert, dass er möglichst oft nutzbar ist.

Für E‑Mobilität ist das vor allem indirekt relevant. Ladeinfrastruktur braucht nicht nur Energie, sondern auch Netzkapazität zur richtigen Zeit am richtigen Ort. Wenn Offshore‑Wind besser verteilt werden kann, sinkt das Risiko, dass hohe Lastspitzen in einzelnen Regionen durch fehlende Übertragungswege zum Problem werden. Gleichzeitig bleibt die Herausforderung bestehen, dass Wind nicht konstant weht: Deshalb wird in europäischen Programmen und Konsortialberichten auch die Rolle von Flexibilität betont – etwa durch Elektrolyse (Power‑to‑X), Speicher und intelligentes Lastmanagement. Energieinseln sind dabei der „Transportteil“ einer größeren Lösungskette.

Energieinseln verbinden zwei Realitäten, die im Alltag selten zusammen gedacht werden: Offshore‑Windparks sind weit draußen, unser Stromverbrauch findet an Land statt – und dazwischen liegt eine Infrastruktur, die groß, teuer und technisch anspruchsvoll ist. Das Beispiel Bornholm zeigt, wie konkret das werden kann: mit einer anfänglichen Bündelung von rund 3 GW, HVDC auf ±525 kV und Exportverbindungen in die Nachbarländer. Gleichzeitig machen europäische Planungen deutlich, dass solche Hubs nur funktionieren, wenn Kabel, Konvertertechnik, Schutzkonzepte und Lieferketten im selben Tempo wachsen.

Für dich als Nutzer ist das Ergebnis hoffentlich klarer: Eine Energieinsel ist nicht „noch ein Projekt“, sondern ein Hebel dafür, ob Offshore‑Wind zuverlässig im Netz ankommt – und damit auch dafür, wie robust die Grundlage für Elektrifizierung und E‑Mobilität wird. Der Haken ist selten die Idee, sondern die Umsetzung entlang vieler Kilometer Kabel und vieler Schnittstellen. Genau dort entscheidet sich, ob Windstrom langfristig ein verlässlicher Baustein für den Alltag ist.