Eine äußerlich unscheinbare Kabeltrommel steht sinnbildlich für einen Moment, der in Europas Energiewende Gewicht hat: Beim künftig größten Offshore-Windpark der Welt ist die erste Stromverbindung bis an Land hergestellt worden. Was wie ein kleines Detail wirkt, ist das Ergebnis jahrelanger Vorbereitung, internationaler Lieferketten und komplexer Logistik – und es trägt die Zusage in sich, künftig Millionen Haushalte mit preiswertem Windstrom zu versorgen.
Was jetzt passiert ist – und warum es so wichtig ist
Am 26. März hat der dänische Energiekonzern Ørsted das erste Exportkabel des Offshore-Windparks Hornsea 3 vom Meeresboden der Nordsee bis an die britische Küste gezogen. Damit existiert zum ersten Mal eine handfeste, physische Anbindung an die britische Strominfrastruktur.
"Hornsea 3 soll mit 2,9 Gigawatt Leistung genug Strom für mehr als 3,3 Millionen Haushalte liefern – das entspricht in etwa der Hälfte aller deutschen Haushalte in Bayern oder Nordrhein-Westfalen."
Der Windpark entsteht rund 120 Kilometer vor der Yorkshire-Küste in der Nordsee. Die Inbetriebnahme ist für Ende 2027 vorgesehen. Mit Hornsea 3 wird die Messlatte höher gelegt: Der Park wird leistungsstärker sein als Hornsea 1 und Hornsea 2 zusammen.
Ein Kabelstrang als Lebensader des Windparks
Das nun angebundene Exportkabel ist weit mehr als ein starkes Kupferkabel. Es handelt sich um ein Paket aus zwei Hochspannungs-Gleichstromleitungen (Hochspannungs-Gleichstromübertragung, HVDC) sowie einem Glasfaserkabel, das Betriebsdaten in Echtzeit an die Leitwarte sendet.
Dieses Bündel erfüllt mehrere Funktionen:
- Stromtransport von den Offshore-Umspannstationen bis an die Küste
- Datenübertragung zur Kontrolle von Turbinen, Netzqualität und Sicherheitssystemen
- Verringerung der Eingriffe in den Meeresboden durch gebündelte Verlegung
An Land schließt sich eine weitere Erdkabeltrasse an, die sich über mehr als 50 Kilometer durch die Grafschaft Norfolk bis zu einer Konverterstation im Ort Swardeston zieht. Dort wandeln Spezialanlagen den Gleichstrom in Wechselstrom um, der anschließend in das britische Hochspannungsnetz eingespeist wird. Weil die Leitung unterirdisch verläuft, bleiben Landschaft und Ortschaften weitgehend unbeeinträchtigt.
680 Kilometer Kabel – eine rollende Baustelle auf See
Der aktuelle Kabelzug ist nur ein kleiner Teil eines enormen Verlegeprogramms. Bis Ende 2026 sollen insgesamt rund 680 Kilometer Exportkabel im Meeresboden eingebracht werden. Ausgeführt wird diese Arbeit von der belgischen Jan De Nul Group, die auf maritime Großprojekte spezialisiert ist.
Die Kabel selbst kommen vom Hersteller NKT – die Fertigung dafür läuft bereits seit drei Jahren und soll im Sommer abgeschlossen werden. Die Abläufe sind dabei eng verzahnt: Sobald eine Tranche das Werk verlässt, muss sie auf Spezialschiffe und anschließend im passenden Zeitfenster in der Nordsee verlegt werden. Kommt es an einer Stelle zu Verzögerungen, kann der gesamte Zeitplan schnell ins Wanken geraten.
"Die Taktung zwischen Produktion an Land und Verlegung auf See gehört zu den größten logistischen Herausforderungen – jede Verspätung vervielfacht die Kosten."
Konverterstation aus Teilen von drei Kontinenten
Damit der erzeugte Strom netztauglich wird, braucht Hornsea 3 große Konverterstationen auf See. Geplant sind zwei solcher Offshore-Anlagen, die auf stählernen Fundamentgestellen stehen – den sogenannten Jackets.
Das erste dieser Fundamentgestelle wurde im niederländischen Hafen Vlissingen gefertigt. Es ist 54 Meter hoch, bringt rund 3.500 Tonnen auf die Waage und muss dauerhaft Wellen, Wind und Strömungen standhalten. Schwimmende Kranschiffe wie die „Sleipnir“ des Offshore-Spezialisten Heerema platzieren solche Schwergewichte millimetergenau auf dem Meeresboden.
Die obere Plattform derselben Station kommt dagegen aus Asien: Sie legte mehr als 13.000 Seemeilen von Thailand nach Norwegen zurück, wurde dort vorbereitet und anschließend zum Einsatzort geschleppt. Allein diese Route macht deutlich, wie international die Lieferketten moderner Offshore-Vorhaben inzwischen sind.
Hightech im Hintergrund
Für die elektrische Ausrüstung kooperieren Ørsted und Partner mit Unternehmen wie Hitachi Energy und Aibel. Diese liefern Hochspannungstechnik, Schaltanlagen und Steuerungssysteme, mit denen die Energieflüsse der Großanlage geregelt werden.
Ende März 2026 stand die erste vollständige Offshore-Umspannplattform bereits an ihrem vorgesehenen Platz – ein klarer Hinweis darauf, dass Hornsea 3 die Planungsphase hinter sich gelassen hat und mitten in der intensiven Bauphase steckt.
Riesige Turbinen und eine globale Lieferkette
Beim zentralen Baustein, den Windturbinen, setzt Hornsea 3 auf Modelle von Siemens Gamesa mit 14 Megawatt Leistung pro Anlage. Diese Turbinen zählen derzeit zu den leistungsstärksten Serien-Offshore-Turbinen weltweit. Rein rechnerisch kann jede einzelne mehrere Tausend Haushalte versorgen.
Die Fundamente, sogenannte Monopiles, kommen unter anderem aus Spanien und China. Die Anlieferung läuft bereits, als nächster großer Schritt steht die Installation an. Erst wenn eine ausreichende Zahl an Fundamenten gesetzt ist, folgen Turmsegmente, Gondeln und Rotorblätter.
Auch finanziell ist Hornsea 3 ein Schwergewicht: Der Gesamtwert beträgt rund 8,5 Milliarden Pfund. Nach einem Teilverkauf Ende 2025 hält Ørsted nur noch 50 Prozent; die übrigen Anteile liegen bei Fonds, die von Apollo verwaltet werden. Der Einstieg des Investors brachte zusätzliches Kapital in einer Zeit, in der die Kosten für Offshore-Bauten spürbar anziehen.
Hornsea 3 im Vergleich: größer als seine Vorgänger zusammen
Die Hornsea-Zone in der Nordsee dient Ørsted als eine Art Langzeitlabor. Hornsea 1 liefert 1,2 Gigawatt, Hornsea 2 weitere 1,3 Gigawatt. Mit 2,9 Gigawatt geht Hornsea 3 nun deutlich darüber hinaus und übertrifft die beiden Vorgänger addiert.
"Die drei Projekte zeigen, wie stark sich Offshore-Wind innerhalb eines Jahrzehnts skaliert hat – technisch wie wirtschaftlich."
Das britische Energieministerium steuert auf 50 Gigawatt Offshore-Windleistung bis 2030 zu. Derzeit sind etwa 15 Gigawatt in Betrieb, der verbleibende Ausbau muss innerhalb weniger Jahre erfolgen. Vorhaben wie Hornsea 3 gelten deshalb als zentrale Bausteine für Großbritanniens Klima- und Unabhängigkeitsziele im Energiesektor.
Arbeitsplätze, Standort Grimsby und der Fahrplan bis 2027
Hornsea 3 ist nicht nur ein Kraftwerksprojekt, sondern auch ein regionaler Beschäftigungsimpuls. In der Bauphase sollen bis zu 5.000 Arbeitsplätze entstehen; langfristig werden rund 1.200 Stellen für Betrieb, Wartung und Logistik erwartet.
Koordiniert wird der Betrieb vom Hafen Grimsby an der Humber-Mündung. Die frühere Fischereihochburg hat sich in den vergangenen zehn Jahren zu einem wichtigen Stützpunkt für Windenergie in der Nordsee entwickelt – mit Servicezentren, Spezialschiffen und Ausbildungsangeboten.
Der weitere Fahrplan:
- Verlegung der restlichen Export- und Innerpark-Kabel bis Ende 2026
- Installation der Fundamente in mehreren Baukampagnen
- Aufbau und Anschluss der 14-Megawatt-Turbinen
- Schrittweise Inbetriebnahme einzelner Cluster
- Vollbetrieb voraussichtlich Ende 2027
Was hinter Begriffen wie „2,9 Gigawatt“ wirklich steckt
Zahlen wie „2,9 Gigawatt“ wirken zunächst abstrakt. Im Alltag bedeutet das: Wenn Hornsea 3 unter typischen Windbedingungen läuft, liefert der Park Strom für mehr als 3,3 Millionen britische Haushalte. Das reduziert die Abhängigkeit von Gas- und Kohlekraftwerken, senkt CO₂-Emissionen und kann mittelfristig zur Stabilisierung der Strompreise beitragen.
Die HVDC-Technik ist dabei entscheidend, um Übertragungsverluste über lange Distanzen gering zu halten. Bei klassischer Wechselstromübertragung wären deutlich mehr Leitungen nötig, um dieselbe Energiemenge über 120 Kilometer vom Meer bis an Land zu bringen.
Chancen und Risiken solcher Megaprojekte
Große Offshore-Windparks haben mehrere Vorteile: stetige Winde, kaum direkte Konflikte mit Anwohnern sowie große Einheiten statt vieler kleiner Einzelprojekte. Gleichzeitig steigt das technische und finanzielle Risiko, weil sehr viel Leistung an einem Standort konzentriert ist.
Fällt eine Konverterstation aus oder gibt es Probleme am Exportkabel, kann das sofort einen erheblichen Teil der Kapazität vom Netz nehmen. Betreiber setzen deshalb stark auf Redundanzen, Bereitschaftsschiffe für Wartungseinsätze und digitale Überwachung, um Störungen möglichst frühzeitig zu erkennen.
Aus deutscher Sicht sind Projekte wie Hornsea 3 ein Vorgeschmack auf das, was bevorsteht: Auch hier wird die Nordsee zu einem zentralen Pfeiler der Energieversorgung. Wie reibungslos in Großbritannien Kabel, Konverter und Turbinen im Großmaßstab zusammenspielen, wird daher aufmerksam verfolgt – nicht nur von Ingenieurteams, sondern ebenso von der Politik, die vergleichbare Ausbauziele formuliert.
Kommentare
Noch keine Kommentare. Sei der Erste!
Kommentar hinterlassen