Erneuerbare Energien

Wellenenergie trifft Solar: Neue Chancen für Inselnetze

von Artisan Baumeister · 19. August 2025

2024-07-10 – Inseln kämpfen mit teurem Dieselstrom und schwankender Solarproduktion. Eine zentrale Frage lautet: Warum könnte Wellenenergie die Lösung sein? Die Antwort: Weil sie kontinuierliche Energie auch nachts liefert, in Kombination mit Photovoltaik bessere Netzstabilität schafft und in Pilotprojekten zunehmend wettbewerbsfähige Kosten erreicht. Neue Studien und Förderentscheidungen erhöhen den Druck, jetzt zu handeln.

Inhaltsübersicht

Einleitung
Warum gerade jetzt? Studien, Trends und Handlungsdruck
Daten, Akteure und Entscheidungswege
Technische Integration und Szenarien
Ökonomische, soziale und ökologische Folgen
Fazit

Einleitung

Energieversorgung auf Inseln bleibt eine der großen ungelösten Fragen in der globalen Energiewende. Viele Inselregionen sind heute noch stark von importiertem Diesel abhängig – teuer, klimaschädlich und zunehmend unbeliebt bei Tourismus und Bevölkerung. Photovoltaik ist eine attraktive Lösung, stößt aber auf das Problem der Versorgungssicherheit in den Nachtstunden oder bei längeren Schlechtwetterperioden. Wellenenergie wird seit Jahrzehnten diskutiert, bislang aber eher im Forschungsmaßstab erprobt. Nun kommen technische Reife, sinkende Stromgestehungskosten und neue Förderungen zusammen. Besonders Studien der LUT‑Universität und regulatorische Entscheidungen der EU und einzelner Inselstaaten innerhalb der letzten drei Jahre schaffen eine neue Dringlichkeit. Doch wie sieht die Praxis aus – welche Technologien setzen sich durch, welche Akteure treiben sie voran und wo liegen die Risiken? Dieser Artikel beleuchtet Fakten, Projekte und Szenarien zur Kopplung von Wellenkraft und Solarstrom.

Warum gerade jetzt? Studien, Trends und Handlungsdruck

Wellenenergie ist 2024 auf dem Sprung: Hybrid-Systeme aus Wellenkraft und Photovoltaik gelten als Schlüssel für nachhaltige Inselnetze. Neue Studien zeigen: In ressourcenstarken Küstenregionen können die Levelised Cost of Energy (LCOE) für reine Wellenenergie bis 2035 auf unter 70 €/MWh fallen. Hybride Systeme auf den Azoren erreichen schon heute COE-Werte von 0,18–0,41 €/kWh (180–410 €/MWh) (Graciosa-Hybrid-Analyse, 2024). Warum ist das jetzt relevant?

Der Handlungsdruck steigt aus drei Gründen. Erstens: Diesel-basierte Inselnetze sind teuer und klimaschädlich – die EU-Förderung und globale Dekarbonisierungsziele erhöhen den Reformdruck. Zweitens: Die jüngste Generation von Pilotprojekten, etwa das EU-finanzierte WEDUSEA-Projekt in Orkney (1 MW Floating Wave Converter, 19,6 Mio € Förderzusage, Start 2024), setzt neue Maßstäbe bei Netzintegration und Skalierbarkeit (OceanEnergy.ie, 2024). Drittens: Analysen der LUT-Universität und ETIP-Ocean belegen, dass Hybridlösungen aus Wellenenergie und Photovoltaik speziell auf Inseln den Eigenversorgungsgrad und die Netzstabilität messbar erhöhen (ETIP-Ocean, 2024).

Was wird untersucht?

Im Fokus stehen integrierte Systemarchitekturen für Inselnetze: Hier werden Wellenenergie und Photovoltaik (plus Speicher) technisch gekoppelt. Das Ziel: Geringere Curtailment-Raten, bessere Ausnutzung von Tages- und Jahreszeiten, sinkende LCOE. Die Graciosa-Insel (Azoren) demonstriert in realen Betriebsszenarien, dass mit Batterie- und Wasserstoffintegration erneuerbare Deckungsraten von über 60 % möglich sind – bei stabilen Kosten und hoher Versorgungssicherheit (Graciosa-Hybrid-Analyse, 2024). Parallel entstehen neue Hybrid-Pilotanlagen in Südostasien (z. B. Taiwan, Suao Port), was die globale Relevanz unterstreicht (WaterPower Magazine, 2024).

Trends und Auslöser der letzten drei Jahre

Starke LCOE-Senkungen: Studien zeigen jährliche Rückgänge der Wave-LCOE um etwa 5 % seit 2020, getrieben von besseren Wartungskonzepten und Skaleneffekten (Satymov et al., 2024).
Neue EU-Förderlinien: Programme wie Horizon Europe und Innovate UK priorisieren Hybridprojekte und Zertifizierungsstandards für Wellenenergie (Offshore-Energy.biz, 2024).
Pilotdaten aus der Praxis: Die Pico-OWC-Anlage (Azoren) liefert belastbare Langzeit-Betriebsdaten zu Zuverlässigkeit und Kapazitätsfaktor (ca. 30 %) (Pico-OWC, 2020).

Der Fokus verschiebt sich: Weg vom reinen Prototyp, hin zur skalierbaren erneuerbaren Energieversorgung für Inseln. Genau jetzt ist also der Moment, an dem Hybrid-Systeme aus Wellenenergie und Photovoltaik strategisch und wirtschaftlich ins Zentrum rücken.

Im nächsten Kapitel: Daten, Akteure und Entscheidungswege – wie Branchenakteure, lokale Verwaltungen und internationale Fördergeber gemeinsam den Wandel vorantreiben.

Daten, Akteure und Entscheidungswege

Wellenenergie ist auf Inseln bislang ein Nischenplayer: Weltweit sind Stand 2024 erst etwa 2,9 MW an betriebsbereiten Wellenkraftwerken installiert. Das Potenzial liegt laut IEA bei über 1 GW, bleibt aber weitgehend unerschlossen (IEA-OES Annual Report 2023). Zum Vergleich: Photovoltaik-Inseln verfügen vielfach über mehr als das Zehnfache dieser installierten Leistung.

Die Kapazitätsfaktoren von Wellenenergie-Anlagen bewegen sich auf Inseln zwischen 30 % und 45 %; PV-Anlagen liegen meist bei 15–20 % (Frontiers, 2024; Satymov et al., 2024). Für Hybrid-Systeme in nachhaltigen Inselnetzen bedeutet das: Wellenenergie liefert oft dann Strom, wenn Photovoltaik schwächelt – etwa nachts oder bei Bewölkung. Gemessene LCOE-Werte (Levelized Cost of Energy) liegen für Wellenkraft aktuell bei 200–270 €/MWh, während PV plus Speicher auf Inseln typischerweise zwischen 80–120 €/MWh rangiert (EU Blue Economy Report 2025; IEA Renewables 2024).

Marktakteure und Stakeholder

Im globalen Markt der Wellenenergie dominieren Unternehmen wie CorPower Ocean, Eco Wave Power, Minesto und Wavepiston. Sie arbeiten eng mit lokalen Energieagenturen, Inselverwaltungen und EU-Förderprogrammen zusammen (IEA-OES, 2023). Finanzierungen erfolgen oft über EU-Horizon-Programme, nationale Förderbanken sowie Venture Capital. Regulatorisch gelten die EU-Marine-Spatial-Planning-Richtlinie, nationale Genehmigungsrahmen und spezielle Einspeisemodelle (Feed-in-Tarife, Contracts for Difference).

Wer entscheidet mit?

Inselverwaltungen und lokale Energieversorger
Forschungseinrichtungen (LUT, Fraunhofer, IEA-Netzwerke)
Tourismus- und Fischereiverbände, Naturschutz-Organisationen
Netzbetreiber und internationale Finanzierungspartner

Die Machtlinien verlaufen oft zwischen internationalen Technologielieferanten und den lokalen Stakeholdern, die über Flächen, Genehmigungen und Netzanschluss entscheiden. Verträge basieren meist auf langjährigen Stromabnahmevereinbarungen; Eigentumsmodelle reichen von kommunaler Beteiligung bis zu privaten Betreibergesellschaften.

Der nächste Abschnitt Technische Integration und Szenarien analysiert, wie Hybrid-Systeme aus Wellenenergie und Photovoltaik auf der Insel technisch gekoppelt werden – und welche Kenngrößen und Schnittstellen dabei entscheidend sind.

Technische Integration und Szenarien

Wellenenergie eröffnet neue Perspektiven für nachhaltige Inselnetze – besonders, wenn sie technisch mit Photovoltaik gekoppelt wird (Stand: 2024). Hybride Inselnetz-Architekturen setzen dabei auf ein gemeinsames DC-Bus-System, in das PV-Module, Wellenenergie-Converter und Batteriespeicher einspeisen. Grid-Forming-Wechselrichter stabilisieren das Netz wie ein Schweizer Uhrwerk – sie erzeugen synthetische Trägheit und sorgen für Frequenz- und Spannungsregulierung.(Ochoa-Correa, 2025; Al-Badi, 2024)

Systemarchitektur: Schnittstellen, Speicher, Steuerung

Die Wellenenergie-Anlage speist über DC-DC-Wandler in den zentralen Gleichstrom-Bus ein. Parallel liefern Photovoltaik-Anlagen ihre Überschüsse. Batteriespeicher (2–4 Stunden Autonomie) puffern Lastspitzen; Wasserstoff-Module oder Pumpspeicher können als Langzeitspeicher saisonale Schwankungen ausgleichen. Grid-Forming-Inverter und virtuelle synchrone Maschinen übernehmen die Systemführung, optimiert durch vorausschauende Steuerungsalgorithmen.(Ochoa-Correa, 2025)

Relevante Kennzahlen

Nennleistung Wellenenergie: 500 kW – 5 MW (Pilot bis Ausbau)
Kapazitätsfaktor: 52–55 % (Wave), 18–22 % (PV je nach Region)
Ramp Rates: < 10 %/min (PV), < 2 %/min (Wave)
Verfügbarkeit (Availability): 90–95 % (nach Wartung)
MTBF: 2–4 Jahre (Wellenkraft, Stand 2024)
LCOE-Marke für Marktdurchbruch: ≤ 120 €/MWh

Ein robustes Monitoring-Framework (SCADA, IoT-Sensorik) überwacht in Echtzeit Kapazitätsfaktor, LCOE und Verfügbarkeitsrate. Bei Abweichungen gibt es Frühwarnungen.(Al-Badi, 2024)

Risiken & Failure-Modes

Mooring-Versagen: Mechanische Schäden durch extreme See, reduziert durch Redundanz-Designs.
Korrosion/Biofouling: maritime Umwelt fordert Speziallegierungen, regelmäßige Wartung.
Kabeldefekte: Monitoring per Teilentladungsmessung und Unterwasserdrohnen.

Einführungsszenarien reichen von 12–36 Monate Pilotlauf (1–2 MW, intensive Datenerhebung) bis zum 5-Jahres-Rollout (bis 10 MW, >90 % erneuerbare Deckung). Kritische Trigger sind die Senkung der LCOE auf ≤ 120 €/MWh, ausgereifte Lieferketten und regulatorische Klarheit. Alternativen wie Hybrid-Diesel, Tide oder Offshore-Wind bleiben attraktiv, wo Wellendichte oder Investitionsniveau nicht genügen.

Im nächsten Kapitel Ökonomische, soziale und ökologische Folgen – Wie profitieren Inselgemeinden, welche Zielkonflikte entstehen und wie werden Umweltwirkungen gemessen?

Ökonomische, soziale und ökologische Folgen

Mit Wellenenergie und Photovoltaik entstehen nachhaltige Inselnetze, doch die Umstellung bringt Gewinner und Verlierer mit sich (Stand: 2024). Betreiber, Kommunen und Zulieferer profitieren: Studien zeigen, dass hybride Systeme LCOE-Werte von 0,16–0,21 USD/kWh (ca. 0,15–0,20 €/kWh, Wechselkurs 08/2024) erreichen und die lokale Beschäftigung um rund 15 % steigern. Gleichzeitig verlieren alte Diesel-Infrastrukturen und deren Betreiber an Bedeutung (Al-Badi et al., 2024; Liu et al., 2024).

Förder- und Tarifmodelle, Kosten und Konflikte

Förderung: Die EU setzt auf Innovationszuschüsse (bis 17,5 Mio. €) und nationale Fonds. Typische Vertragsmodelle sind Power Purchase Agreements (PPAs) und Public-Private-Partnerships (CorPower Ocean, 2024).
Kostentreiber: Investitionen (ca. 6 000 €/kW für Wave Converter), O&M-Kosten (10 $/kW/Jahr), regelmäßige Wartung. Sensitivitätsanalysen zeigen: 20 % höhere Betriebskosten lassen das LCOE um 0,02 USD/kWh steigen. Förderquoten ab 30 % der Investitionen senken das LCOE deutlich (Liu et al., 2024).

Soziale und ökologische Auswirkungen

Beschäftigung: 15 % der Projektkosten fließen in lokale Jobs. Schulungen stärken die regionale Fachkräftebasis.
Akzeptanz: Die Zustimmung in der Bevölkerung steigt, wenn die Vorteile – wie weniger Diesel-Importe und stabile erneuerbare Energieversorgung – sichtbar sind (MDPI, 2024).
Ökologie: Monitoring zeigt: Bei Mitigationsmaßnahmen (z. B. Lärmschutz, Mikrositing) bleiben negative Auswirkungen auf Fischerei, Biodiversität und Küstenerosion gering. Strukturelle Fundamente können die Artenvielfalt sogar erhöhen (OCEaN, 2024).
Kompensation: Beteiligungsmodelle und Benefit-Sharing stärken die Akzeptanz in betroffenen Gemeinden.

Kritik, Benchmarks und Indikatoren

Skeptiker bemängeln hohen Wartungsaufwand und unsichere Prognosen. Tatsächlich schwanken die O&M-Kosten regional stark – empirische Langzeit-Studien (z. B. SCADA, Monitoring) liefern belastbare Daten. Fünf messbare Indikatoren für Erfolg oder Fehlschlag nach fünf Jahren sind:

Tatsächliche LCOE (€/MWh)
Durchschnittliche Verfügbarkeit (%)
Anzahl Betriebsjahre bis signifikantem Schaden
Anteil erneuerbarer Stromerzeugung (%)
Veränderung der Strompreise für Haushalte

Damit wird transparent, ob Hybrid-Systeme aus Wellenenergie und Photovoltaik Inseln resilienter, sozial verträglich und ökonomisch tragfähig sind – oder ob Alternativen besser abschneiden.

Fazit

Wellenenergie kann das große fehlende Puzzlestück in der nachhaltigen Energieversorgung von Inseln sein. Der Schlüssel liegt nicht in der Ablösung von Photovoltaik, sondern in der Ergänzung durch Grundlastfähigkeit und kontinuierliche Einspeisung aus dem Meer. Ob diese Technologie den Durchbruch schafft, hängt von klaren Benchmarks ab: reale Stromgestehungskosten, Zuverlässigkeit der Systeme, Akzeptanz vor Ort und Transparenz bei Genehmigungen und Förderungen. Wenn Wellenkraft gelingt, verändern sich nicht nur die Energiemärkte der Inseln – sie könnten auch Modellregionen für resiliente Netze werden, die auf andere Küstengebiete übertragbar sind. Entscheidend wird sein, ob Politik, Forschung und Industrie die nächsten Jahre konsequent nutzen, um die reellen Chancen und Risiken zu prüfen.

Diskutieren Sie mit: Ist Wellenenergie die fehlende Komponente für nachhaltige Inselnetze? Teilen Sie Ihre Meinung!

Quellen

Wave energy accelerating energy transition on islands
Graciosa Island’s Hybrid Energy System Expansion Scenarios: A Technical and Economic Analysis
Innovative wave energy project receives green light from EU
Following EU nod of approval, ‘innovative’ €19.6M wave energy project proceeds to next stage
Wave energy pilot station coming to Suao Port, Taiwan
Techno-economic assessment of global and regional wave energy resource potentials and profiles in hourly resolution
The Pico OWC wave power plant: Its lifetime from conception to closure
IEA-OES Annual Report 2023 – Overview of Ocean Energy Activities
Marine renewable energy – The EU Blue economy report 2025
Frontiers in Energy Research – Capacity factor of wave energy converters
Techno-economic assessment of global and regional wave energy resource potentials and profiles in hourly resolution
IEA Renewables 2024 – Levelized cost of electricity for PV & storage
Feasibility Study of Using Wave-PV-Wind Hybrid System for Al Hallaniyat Island
Economic feasibility study for wave energy conversion device deployment in Faroese waters
Pathways to 100% Renewable Energy in Island Systems
Hybrid Offshore Wind and Wave Energy Systems: A Case Study of Uruguay
Feasibility Study of Using Wave-PV-Wind Hybrid System for Al Hallaniyat Island
A three-stage framework for optimal site selection of hybrid offshore wind-photovoltaic-wave-hydrogen energy system
CorPower Ocean awarded up to €17.5 million in EIC Accelerator (Funding Model)
Pathways to 100% Renewable Energy in Island Systems
OCEaN – Avoidance & Minimisation of Environmental Impacts from Offshore Wind & Grid

Hinweis: Für diesen Beitrag wurden KI-gestützte Recherche- und Editortools sowie aktuelle Webquellen genutzt. Alle Angaben nach bestem Wissen, Stand: 8/19/2025