Nordsee: Milliardeninvestitionen für Offshore-Energieverbund

Bisher erzeugen in der Nordsee Windkraftanlagen mit einer installierten Leistung von rund 22 Gigawatt Strom. Bis 2050 soll die Erzeugungskapazität für Offshore-Windstrom auf mindestens 300 Gigawatt zulegen und die Nordsee so zum größten grünen Kraftwerk Europas werden. 

Großbritannien zweitgrößter Offshore-Windpark-Betreiber nach China

Das Vereinigte Königreich ist sowohl im Nordseeraum als auch global Vorreiter beim Ausbau der Offshore-Windenergie. Mit einer installierten Leistung von rund 16 Gigawatt ist es nach China zweitgrößter Offshore-Wind-Standort der Welt, sowohl bei der Gesamtkapazität als auch beim jährlichen Zubau. 

Im Jahr 2024 erzeugten britische Windparks auf See mit 48,5 Terrawattstunden Strom ein Rekordvolumen, das 17 Prozent am gesamten Strommix ausmachte. Auch wenn zunehmend Projekte in der Irischen See angestoßen werden, liegt der Entwicklungsschwerpunkt weiterhin in der Nordsee. 

Die größten Offshore-Wind-Felder entlang der britischen Nordseeküste, die zu den größten Projekten der Welt gehören, sind Dogger Bank (in den Teilabschnitten A bis C mit insgesamt 3,6 Gigawatt) sowie Hornsea (in den Teilabschnitten 1 bis 3 mit insgesamt 5,4 Gigawatt). Dogger Bank wird derzeit gebaut und soll ab 2026 vollständig in Betrieb gehen. Hornsea 1 und 2 sind mit 2,4 Gigawatt bereits am Netz, die Erweiterung auf Hornsea 3 mit 2,9 Gigawatt befindet sich in Bau. Weitere Großprojekte wie Sofia von RWE mit 1,4 Gigawatt oder Seagreen 1 mit 1,1 Gigawatt von SSE und TotalEnergies ergänzen das Portfolio. 

Offshore-Windkraft ist wichtiger Pfeiler des britischen Clean Power Plan 2030

Die britische Regierung verfolgt dabei ambitionierte Ziele: Bis 2030 sollen 50 Gigawatt Offshore-Windleistung installiert sein, davon 5 Gigawatt aus schwimmenden (floating) Anlagen. Die unabhängige Netzagentur NESO hält laut aktuellen Modellierungen einen Ausbau auf 43 bis 51 Gigawatt für realistisch. Damit würde sich die Kapazität gegenüber 2020 mehr als verfünffachen. Die Offshore-Windkraft ist zentraler Bestandteil des Clean Power 2030 Action Plan der Regierung des Vereinigten Königreichs, mit dem die Stromerzeugung vollständig dekarbonisiert werden soll. Gaskraftwerke sollen künftig nur noch als Reserve dienen, überwiegend mithilfe CO₂-Abscheidung oder auf Wasserstoffbasis. 

Ausschreibungen für niederländische Offshore-Wind-Vorhaben verschoben 

Die Niederlande, nach dem Vereinigten Königreich und Deutschland drittgrößter Produzent von Offshore-Windenergie, plant in den kommenden Jahren drei große Vorhaben. Nederwiek I-A liegt rund 100 Kilometer nördlich von Texel und soll eine Kapazität von 1 Gigawatt haben. Die erste Ausschreibung 2025 blieb ohne Gebote, weshalb die Regierung die Tenderbedingungen für 2026 überarbeitet hat; vergeben ist das Projekt noch nicht. 

Die parallel geplanten Ausschreibungen für die auch je 1 Gigawatt großen Zonen IJmuiden Ver Gamma A und B wurden aufgrund ungünstiger Marktbedingungen verschoben und sind nun ebenfalls für 2026 vorgesehen. Noch in der Prüfphase befindet sich Ten Noorden van de Waddeneilanden, das möglicherweise mit dem Doordewind‑Gebiet kombiniert werden soll und derzeit reinen Planungscharakter ohne fixe Termine für Ausschreibung oder Baubeginn hat.

Dänemark Vorreiter bei Energieinseln

Auch die dänische Regierung hat Ambitionen für den Energiesektor: Bis 2030 sollen rund 14 Gigawatt Offshore‑Kapazität am Netz sein, perspektivisch über 50 Gigawatt in hoheitlichen Gewässern von Nord- und Ostsee. Über drei Jahrzehnte hat das Land bereits ein ausgereiftes Offshore‑Ökosystem entwickelt. 

Zentrales Vorhaben sind Energieinseln: Sie bündeln Strom aus mehreren Windparks, transformieren ihn netzkompatibel und verteilen ihn in verschiedene Länder. In der Nordsee entwickelt Dänemark Energieinsel Nordsee (Nordsøens Energiø), rund 80 Kilometer westlich von Jütland. Ein Pendant gibt es mit der Energieinsel Bornholm auch in der Ostsee. Energieinseln  

Die industrielle Basis ist solide. Turbinenhersteller, Fundamentbauer, Kabelproduzenten, Offshore‑Dienstleister und der Hafen Esbjerg als logistisches Rückgrat bilden eine eng verzahnte Wertschöpfungskette. 

Norwegen entwickelt Floating-Wind-Technologien

Norwegen hat bisher nur wenige Offshore‑Windanlagen in Betrieb, allen voran Hywind Tampen als Floating‑Vorzeigeprojekt. Da die Nordseeküste meist steil abfällt, sind klassische Fundamente nur selten sinnvoll. Floating‑Wind ist daher die Technologie zum Erschließen des Offshore‑Potenzials.

Mit der 2025 veröffentlichten neuen Industriestrategie hat die Regierung erstmals einen industriepolitischen Rahmen geschaffen, der den Aufbau einer international wettbewerbsfähigen Zulieferkette für Offshore‑Wind – insbesondere Floating‑Wind – in den Mittelpunkt stellt und das Land zum internationalen Technologie-Exporteur machen soll. Die Strategie stärkt norwegische Werften, Stahlbauer, Offshore‑Dienstleister und Technologieunternehmen, so dass sie Floating‑Fundamente, Mooring‑Systeme, Unterwassertechnik und Offshore‑Plattformen in Serie produzieren können. 

Belgien plant Energieinsel im Prinzessin-Elisabeth-Gebiet

Belgien setzt mit seiner Prinzessin-Elisabeth-Insel ebenfalls auf das Konzept von Dänemark, mit einer künstlich aufgeschütteten Energieinsel als zentralem Netz‑ und Verknüpfungspunkt für mehrere Offshore‑Windparks im Prinzessin‑Elisabeth‑Gebiet. Für das gesamte Gebiet sind drei nacheinander zu bauende Windparks mit insgesamt rund 3,5 Gigawatt installierter Leistung geplant. 

Die Ausschreibung für die erste Windpark-Parzelle Prinzessin-Elisabeth Zone 1 (PEZ1) mit rund 700 Megawatt installierter Leistung wurde 2025 gestoppt und soll 2026 neu starten. Die Prinzessin-Elisabeth-Insel soll nicht nur mit dem belgischen Festland verbunden werden, sondern über den hybriden Interkonnektor TritonLink auch mit der dänischen Energieinsel Nordsee.

Herausforderungen für die Branche 

Trotz bisheriger Erfolge und Ambitionen steht die Offshore-Windbranche vor erheblichen Herausforderungen. Skepsis gegenüber der weltweiten Klimapolitik halten Unternehmen zunehmend von Investitionen in den Sektor ab. Shell kündigte 2024 an, sich aus der Entwicklung neuer Offshore-Windparks zurückzuziehen. Auch BP fährt seine Investitionen in erneuerbare Energien zurück und fokussiert sich wieder stärker auf Öl und Gas. Der deutsche Energieversorger Energie Baden-Württemberg (EnBW) hat sich 2025 komplett aus zwei Offshore-Projekten mit BP vor der britischen Küste zurückgezogen. Die Planungen der Energieinsel-Projekte von Dänemark und Belgien in der Nordsee wurden aufgrund steigender Kosten und unsicherer Finanzierung teils um Jahre zurückgestellt. 

Engpässe bestehen zudem in Häfen, bei Spezialschiffen und Fachkräften. Der Bau moderner Windparks mit 15-Megawatt-Turbinen erfordert eine verbesserte Infrastruktur, doch Hafenmodernisierungen sind Zeitfresser. Der Port of Tyne an der nordenglischen Nordseeküste investiert derzeit über 170 Millionen Euro in einen Tiefseekai zur Förderung von Offshore-Entwicklungen.

Die britische Regierung reagiert mit milliardenschweren Investitionsprogrammen: Die öffentlich-rechtliche Körperschaft Crown Estate stellt rund 460 Millionen Euro für Hafen- und Lieferkettenprojekte bereit, während die neue staatliche Energiegesellschaft Great British Energy mit etwa 345 Millionen Euro gezielt lokale Lieferketten aufbauen wird und als Co-Investor Projekte auch mit entwickeln kann. 

Von Judith Illerhaus, Marc Lehnfeld, Edda Schlager | Stockholm, London, Berlin

Die Interkonnektoren in der Nordsee sind die Stromautobahnen zwischen ihren Anrainerstaaten. Auf einer Länge von 757 Kilometern verbindet beispielsweise Viking Link, der längste on- und offshore verlaufende Interkonnektor der Welt, das Vereinigte Königreich und Dänemark. Zusammen mit dem starken Ausbau von Offshore-Windanlagen werden die von Übertragungsnetzbetreibern (Transmission System Operators, TSO) betriebenen Interkonnektoren so zum Schlüssel der Versorgungssicherheit, als Gerüst des Energieverbundsystems in und an der Nordsee. 

Vereinigtes Königreich will Anschluss an EU-Strommarkt

Bis 2030 will das Vereinigte Königreich die Übertragungskapazität seiner grenzüberschreitenden Stromverbindungen auf mindestens 18 Gigawatt nahezu verdoppeln. Von insgesamt neun Interkonnektoren zwischen der britischen Insel und dem europäischen Festland sind zwei deutsch-britische Projekte: Der erste bilaterale Interkonnektor NeuConnect (1,4 Gigawatt, 725 Kilometer) zwischen Kent und Wilhelmshaven befindet sich seit 2023 im Bau. Hinter dem Projekt stehen Allianz Capital, Meridiam und Kansai Electric. Die Inbetriebnahme ist für 2028 geplant. Tarchon, ein zweiter Interkonnektor auf einer ähnlichen Route, befindet sich aktuell in der Planungsphase. Entwickelt wird er von Copenhagen Infrastructure Partners (CIP) und Volta Partners. 

Noch ambitionierter ist das Projekt NeuLink, das auch als Leuchtturmprojekt im deutsch-britischen Freundschaftsvertrag genannt wird. Der Offshore-Hybrid-Interkonnektor wird Nordsee-Windparks mit beiden Ländern verbinden. Die deutschen Übertragungsnetzbetreiber Amprion, TenneT und 50Hertz suchen derzeit einen britischen Partner. NeuLink ist als Multi-Terminal HVDC-System mit 2 Gigawatt pro Terminal konzipiert und könnte ab 2035 eine neue Ära grenzüberschreitender Offshore-Infrastruktur einläuten.

Die britische Insel positioniert sich wegen ihrer Offshore-Windkapazitäten und trotz ihrem seit dem Brexit fehlenden Zugang zum EU‑Strombinnenmarkt als zentrale Drehscheibe im europäischen Strommarkt. Die Labour-Regierung von Premierminister Keir Starmer arbeitet bereits an einer Wiederannäherung an die EU, die nach dem EU-UK Gipfel vom Mai 2025 auch eine mögliche Rückkehr in den europäischen Strombinnenmarkt in Aussicht stellt. Schließlich verfügt das Land über die höchsten Industriestrompreise in Europa. Mit neuen Interkonnektoren wird das Stromangebot aus dem Ausland auf dem britischen Markt vergrößert, bis die Offshore-Entwicklungen die Insel auch zur günstigen Stromquelle für den EU-Markt machen könnten.

Norwegen als flexibler Ausgleichs- und Speicherpartner

Der Interkonnektor North Sea Link zwischen Großbritannien und Norwegen ist seit seiner Inbetriebnahme 2021 mit 720 Kilometern das längste ausschließlich unter Wasser verlaufende Stromkabel der Welt. In Norwegen ergänzen Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungskabel (HGÜ) wie NordLink von Norwegen nach Deutschland und NorNed von Norwegen in die Niederlande ein historisch gewachsenes Netz von AC‑(Wechselstrom)-Leitungen nach Schweden und Finnland.

Norwegen hat in den vergangenen Jahren eine der leistungsfähigsten Interkonnektor‑Infrastrukturen Europas aufgebaut. Die Besonderheit: Norwegens Wasserkraftwerke können aufgrund ihrer Reservoire zeitlich flexibel Energie produzieren. Dadurch fungiert Norwegen als flexibler Ausgleichs- und Speicherpartner für wind- und sonnenreiche Länder. 

Dänemark hat eines der am stärksten vernetzten Stromsysteme Europas. Leitungen wie Kontek nach Deutschland (Ostsee), COBRAcable in die Niederlande, die Skagerrak‑Verbindungen nach Norwegen, mehrere AC‑Kuppelstellen nach Schweden und der neue Viking Link nach Großbritannien bilden ein enges Netz, das dänischen Windstrom in ganz Europa verfügbar macht. Betreiber ist in der Regel Energinet, gemeinsam mit Partner‑TSOs wie TenneT oder National Grid. 

Verbindung zwischen Energieinseln in Belgien und Dänemark

Der vom belgischen Übertragungsnetzbetreiber Elia und dem dänischen Energinet entwickelte hybride Interkonnektor Triton‑Link wird die dänische Energieinsel Nordsee mit Belgiens Prinzessin‑Elisabeth‑Energieinsel verbinden. Das Projekt wurde 2024 wegen hoher Kosten vorläufig gestoppt, erhielt aber Anfang 2025 EU‑Fördermittel aus der Connecting Europe Facility (CEF) in Höhe von 21,79 Millionen Euro für weiterführende Studien. 

Der Interkonnektor soll zunächst 3 Gigawatt Offshore‑Windleistung aus Dänemark nach Belgien bringen, langfristig ausbaubar auf bis zu 10  Gigawatt. Aufgrund dänischer Projektverzögerungen wird die Fertigstellung frühestens 2033 erwartet. Der Triton‑Link gilt als zentraler Baustein des sich in Entwicklung befindenden Nordsee‑Energieverbunds, der erneuerbare Energie flexibler verteilt und die europäische Strommarktintegration vertieft. 

Auch Norwegen prüft hybride Anbindungen für seine künftigen Floating‑Wind‑Projekte wie Sørlige Nordsjø II, die sowohl an das norwegische Netz als auch an Kontinentaleuropa oder Großbritannien angeschlossen werden könnten. 

Strompreisgefüge in Europas Norden verändert sich

Interkonnektoren werden jedoch in Norwegen immer wieder kontrovers diskutiert – Grund dafür ist die Abschaltung der deutschen Atomkraftwerke. Denn das deutsche Atom-Aus hat auch die Strompreislandschaft im Norden Europas spürbar verändert. Deutschland war über viele Jahre stabiler Exporteur grundlastfähigen Stroms, der über Interkonnektoren auch in Dänemark und Norwegen preisdämpfend wirkte. Mit dem Wegfall dieser Kapazitäten stieg Deutschlands Importbedarf – insbesondere in windarmen Zeiten. Da die nordischen Märkte eng mit Deutschland gekoppelt sind, zogen die höheren deutschen Preise die dänischen und norwegischen Strompreise mit nach oben. In Norwegen verstärkte sich dieser Effekt zusätzlich durch die neuen Interkonnektoren NordLink und North Sea Link, über die mehr Strom exportiert wurde. 

Dennoch ist klar: Ohne zusätzliche Übertragungskapazitäten können die Länder ihr Offshore‑Wind‑Potenzial nicht vollständig nutzen – und Europa kann nicht auf die Anbindung an flexible Energiequellen wie norwegische Wasserkraftwerke verzichten.

Finanzierung durch Übertragungsnetzbetreiber

Die Finanzierung der Interkonnektoren übernehmen überwiegend die Übertragungsnetzbetreiber selbst, refinanziert über regulierte Netzentgelte. Staatliche Förderbanken wie die deutsche KfW oder europäische Programme wie die CEF unterstützen grenzüberschreitende Projekte. Für Investoren sind Interkonnektoren attraktive, risikoarme Infrastrukturprojekte mit stabilen, regulierten Renditen. Für Energieunternehmen sind sie Voraussetzung, um große Offshore‑Windmengen wirtschaftlich zu integrieren und flexibel zu vermarkten. Um die Finanzierung grenzüberschreitender Projekte wie Interkonnektoren zu vereinfachen, wurde beim 3. Nordsee-Gipfel in Hamburg im Rahmen der Kooperationsvereinbarungen auch ein Offshore-Wind Financing Framework beschlossen. 

Technisches Know-how aus Deutschland gefragt

Für deutsche Unternehmen ergeben sich vielfältige Marktchancen vom Kabelbau über die Konvertertechnik bis hin zur Projektentwicklung, Finanzierung und Betrieb. Besonders gefragt sind Anbieter von Hochspannungstechnik, Offshore-Plattformen, maritimer Logistik und Umweltgutachten. Auch Beratungs- und Ingenieurdienstleistungen sind gefragt, etwa bei der Integration hybrider Netzelemente oder der Entwicklung neuer Marktmechanismen für den grenzüberschreitenden Stromhandel. Die Projektentwickler schreiben Aufträge individuell aus.

Zu Beginn der grünen Offshore‑Transformation in der Nordsee wurden Windparks auf See errichtet und diese durch Interkonnektoren an die Netze angeschlossen. Nun soll der offshore erzeugte Strom direkt vor Ort zur Produktion von Wasserstoff durch Elektrolyse genutzt werden. 

"Die Idee ist", so Dennis Wehmeyer vom deutschen Gasfernleitungsnetzbetreiber Gascade im Interview mit Germany Trade & Invest (GTAI), "wenn Strom verfügbar ist und Wasserstoff ohnehin benötigt wird, letzteren auch direkt an der Offshore-Energiequelle zu produzieren. Die Pipelines sparen dabei enorme Transportkosten. Denn der Transport von Wasserstoff, also von Molekülen, kostet nur einen Bruchteil dessen, was Stromtransport kostet. Das liegt vor allem an der vergleichsweise geringen Transportkapazität von Stromkabeln im Vergleich zu einer Pipeline."

Großmaßstäbige Offshore-Elektrolyse frühestens ab Mitte der 2030er Jahre realistisch

Die technisch und kommerziell anspruchsvolle Offshore-Elektrolyse steckt in der Nordsee allerdings noch in den Kinderschuhen. Im Vereinigten Königreich hat sie trotz der britischen Vorreiterrolle in der Offshore-Windindustrie keinen leichten Stand. Vattenfall wollte mit dem Projekt Hydrogen Turbine 1 (HT1) vor Aberdeen mit einer Offshore-Elektrolyseanlage Pionierarbeit leisten. Doch im März 2024 entschloss sich das Unternehmen, das Projekt nach der Pilotphase zu beenden. Immerhin trug HT1 zur Entwicklung eines neuen Genehmigungsrahmens für Offshore-Wasserstoff bei. 

Aktuell plant das britische Beratungsunternehmen ERM mit Dolphyn eine schwimmende 10-Megawatt-Windturbine mit Meerwasserentsalzung und integriertem Elektrolyseur. Dieser soll pro Jahr rund 900 Tonnen Wasserstoff produzieren können. Das Projekt befindet sich aktuell in der FEED-Phase (Front End Engineering Design) für einen kommerziellen Demonstrator, der bis 2030 gebaut werden soll. Breitere Entwicklungen von Anlagen mit 100 bis 300 Megawatt Leistung sind erst danach bis Mitte der 2030er Jahre geplant. Die Finanzierung von Dolphyn ist noch offen. Im Herbst 2025 gab ERM bekannt, Teil einer Vorentwicklungsstudie im Projekt Milford Haven:Hydrogen Kingdom (MH:HK) in der Keltischen See zu sein.

Dänemark entwickelt seinen Wasserstoffsektor zu Land und will nun den Sprung zur Offshore-Elektrolyse schaffen. Die Energieinsel Nordsee und das Pendant nahe Bornholm in der Ostsee sehen auch Wasserstoff-Elektrolyseure vor. Mit dem bis in die 2030er Jahre hinein verzögerten Bau der Energieinseln rückt die Wasserstoff-Produktion zu Meer aber erst einmal in weite Ferne. Das Ziel der dänischen Regierung, bis 2030 insgesamt zu Land und zur See 4 bis 6 Gigawatt Wasserstoff durch Elektrolyse zu erzeugen, steht allerdings noch. 

Norwegen bringt Offshore-Erfahrungen aus fossiler Energieindustrie ein

Norwegen hat traditionell einen starken Fokus auf blauen Wasserstoff aus Erdgas mit CO₂‑Abscheidung und daraus Know‑how in Planung, Betrieb und Abnahmebeziehungen aufgebaut. Für die Offshore-Elektrolyse laufen Konzeptstudien, die Wasserstoff auf Floating‑Wind‑Parks wie Utsira Nord produzieren und über bestehende oder umgerüstete Gasleitungen zum Kontinent transportieren sollen. 

Die Regierung sieht Offshore‑Elektrolyse als Chance, die eigene Zulieferindustrie zu diversifizieren. Anbieter von Plattformen für Öl‑ und Gasförderung, von Mooring‑Systemen zur Verankerung von Plattformen am Meeresboden und Unterwassertechnik sollen ihr Know-how für Floating-Wind-Anlagen, Elektrolyse, Kompression und Wasserstoffexport sowie für Wasserstoffplattformen entwickeln. Förderinstrumente wie Enova, Innovation Norway und spezielle Industriefonds wollen neue Wertschöpfung ermöglichen, bevor internationale Wettbewerber die Lieferketten dominieren.

In Dänemark wiederum spielen Projektentwickler wie Ørsted, Finanzakteure wie Copenhagen Infrastructure Partners und Technologieunternehmen wie Topsoe und Everfuel eine zentrale Rolle. Die Projekte werden meist in Konsortien mit industriellen Abnehmern entwickelt, die langfristige Offtake‑Verträge für Wasserstoff oder E‑Fuels abschließen. Die Finanzierung kombiniert private Mittel, nationale Förderprogramme und europäische Unterstützung. In Norwegen sind staatliche Unternehmen wie Equinor und Statkraft stärker direkt als Investoren und Betreiber eingebunden, ergänzt durch Fördermittel und internationale Partnerschaften.

Belgien hat aktive Rolle bei Entwicklung des Wasserstoffnetzes in der Nordsee

In Belgien ist mit dem Demonstrationsprojekt HOPE (Hydrogen Offshore Production for Europe) ein Offshore-Wasserstoff-Produktionssystem im Bau. Etwa einen Kilometer vor der belgischen Küste in Ostende entsteht auf einer Plattform ein Elektrolyseur mit einer Kapazität von 10 Megawatt. Ab 2028 soll er pro Tag rund 4 Tonnen grünen Wasserstoff produzieren. Die Investitionssumme beträgt rund 40 Millionen Euro. 

Der belgische Gas- und Wasserstoffnetzbetreiber Fluxys plant den 235 Kilometer langen bidirektionalen Wasserstoff-Interkonnektor zwischen dem belgischen Zeebrugge und dem englischen Bacton. Ab 2035 wird die Pipeline eine Kapazität von 4 Gigawatt haben, ab 2045 von insgesamt 10 Gigawatt. 

Deutsche Wasserstoffpipeline bisher am weitesten gediehen

AquaDuctus ist das zentrale Offshore‑Wasserstoffpipeline‑Projekt in der deutschen Nordsee und Teil des deutschen Wasserstoff-Kernnetzes. Die Sammel-Pipeline wird mit einem ersten Abschnitt die deutsche Offshore‑Wasserstoff‑Produktionszone SEN‑1 in der Nordsee 200 Kilometer nordwestlich von Helgoland mit der deutschen Küste verbinden und führt dann an Land noch rund 100 Kilometer weiter bis zur deutsch‑niederländischen Grenze. SEN-1 ist eine rund 100 Quadratkilometer große, speziell für durch Offshore-Windenergie gespeiste Wasserstoff-Elektrolyse ausgewiesene Fläche in der deutschen Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ). Sie ist vollständig ohne Stromkabel-Anbindung geplant, da Wasserstoff direkt offshore erzeugt und per Pipeline abgeführt werden soll. 

In einem zweiten Abschnitt wird AquaDuctus innerhalb der deutschen AWZ verlängert und so mit den weiter von der Küste entfernten Zonen 4 und 5 verbunden. Auch dort wird eine Offshore-Produktion von Wasserstoff möglich sein. Darüber hinaus ist vorgesehen eine Anbindung an die Offshore-Infrastruktur der anderen Anrainerstaaten wie beispielsweise den Niederlanden und dem Vereinigten Königreich herzustellen. Die Inbetriebnahme von AquaDuctus ist für 2030 vorgesehen, wenn SEN‑1 mit etwa 1 Gigawatt Offshore‑Elektrolyseleistung grünen Wasserstoff einspeist.

Die Gesamtkosten für das Projekt AquaDuctus liegen gemäß Kernnetzveröffentlichung bei knapp 2 Milliarden Euro. Das Projekt wird maßgeblich durch Bundes‑ und Landesmittel gefördert. AquaDuctus gilt als wesentlicher Baustein für den Markthochlauf einer integrierten, europäischen Wasserstoffwirtschaft. 

GTAI berichtete schon 2024 über neue Wasserstoffpipelines in Europa. Insgesamt schreitet die Entwicklung in der Nordsee aber nur langsam voran. Während eine Wasserstoffpipeline von Norwegen nach Deutschland mittlerweile auf Eis liegt, kommt in eine britisch-deutsche Verbindung langsam Bewegung. Im April 2025 stellte das Bundeswirtschaftsministerium in London eine Machbarkeitsstudie für den Wasserstoffhandel und eine mögliche Pipeline zwischen beiden Ländern vor. Kurz darauf unterzeichneten die Gasnetzbetreiber Gascade und National Gas ein Memorandum of Understanding, um die Machbarkeit einer Pipeline genauer zu studieren. Ob die Verbindung kommt, ist allerdings noch unklar.

Von Judith Illerhaus, Marc Lehnfeld, Edda Schlager | Stockholm, London, Berlin