Marktgröße und Marktanteil der europäischen Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungssysteme (HVDC) – Wachstumstrends und Prognose (2026–2031)

Markttrends und Einblicke

Untersee-HVDC-Übertragungssystemtyp wird den Markt dominieren

• Die Untersee-Übertragung von Strom gewinnt aufgrund des zunehmenden Fokus auf erneuerbare Energien wie Wind und des Stromhandels zwischen den Ländern in der europäischen Region an Bedeutung.
• Die Untersee-Gleichstromübertragung erfordert an jedem Ende eine Konverterstation, damit der Gleichstrom mit dem Wechselstromnetz interagieren kann. In einem HVDC-Übertragungssystem haben die Untersee-Stromkabel eine wesentlich komplexere Struktur als die Freileitungen, die nur aus Leitern bestehen.
• Diese Untersee-HVDC-Kabel können verwendet werden, um Offshore-Anlagen, wie Produktionsplattformen im Öl- und Gassektor oder Umspannwerksplattformen im Offshore-Windsektor, mit den Festlandnetzen der Region zu verbinden.
• Darüber hinaus kündigten Nexans und Terna im November 2021 einen Großauftrag von mehr als 650 Millionen EUR für das erste Untersee-HVDC-Übertragungssystem zwischen Sardinien und Sizilien an. Nexans wird 500 km des 500-kV-HVDC-massenimprägnierten Untersee-Kabelverbindung für das Projekt liefern, das in seinem Halden-Werk in Norwegen hergestellt wird.
• Außerdem führten Griechenland und Ägypten ab September 2021 Gespräche über die Möglichkeit, ein 2-GW-Untersee-HVDC-Übertragungssystem auf dem Grund des Mittelmeers zu verlegen und ihre jeweiligen Stromnetze zu verbinden. Griechenland arbeitet auch mit Italien an einer 1-GW-Untersee-Kabelverbindung unter dem Ionischen Meer.
• Unter Berücksichtigung der oben genannten Punkte wird erwartet, dass der Untersee-HVDC-Übertragungssystemtyp den HVDC-Übertragungssystemmarkt in Europa während des Prognosezeitraums dominieren wird.

Vereinigtes Königreich wird erhebliches Wachstum verzeichnen

• Der Stromerzeugungsmix des Vereinigten Königreichs wird sich in den nächsten Jahren voraussichtlich erheblich zugunsten erneuerbarer Energien verändern, da das Land zunehmend auf eine kohlenstoffarme Wirtschaft zusteuert. Das Land verfügt auch über mehrere politische Maßnahmen, wie die nationalen Aktionspläne für erneuerbare Energien, die den Übergang zu einem kohlenstoffarmen Energiesystem unterstützen.
• Mit der zunehmenden Integration erneuerbarer Energiequellen und dem wachsenden Bedarf an einer verbesserten Versorgungssicherheit wird erwartet, dass sich die HVDC-Netztechnologie im Land weiterentwickeln wird. Darüber hinaus erfordern Investitionen in die Offshore-Windbranche, Photovoltaik (PV), Netzausbau und Energiespeicherprojekte eine intelligente Energieinfrastruktur, um das schwankende Angebot erneuerbarer Quellen auszugleichen.
• Im März 2022 erhielt Prysmian einen Auftrag im Wert von 990 Millionen GBP für das schlüsselfertige Design, die Herstellung, Installation, Prüfung und Inbetriebnahme des 725 km langen, 1.400-MW-Untersee-HVDC-Übertragungssystems, das die deutschen und britischen Stromnetze direkt verbinden wird.
• Außerdem kündigte Hecate Independent Power im Mai 2021 den Bau einer 200-Millionen-GBP-Untersee-HVDC-Kabelfabrik im Vereinigten Königreich an, um sein 21-Milliarden-GBP-Offshore-Windkraftprojekt zu unterstützen. Das HIP-Projekt befindet sich vor der Küste Islands, wird jedoch durch lange, hochkapazitive HVDC-Untersee-Kabelsysteme mit dem Vereinigten Königreich verbunden.
• Aufgrund der oben genannten Punkte wird das Vereinigte Königreich während des Prognosezeitraums voraussichtlich ein erhebliches Wachstum verzeichnen.

Regulatorisches Umfeld

Der HGÜ-Netzanschluss in der EU wird primär durch die Verordnung (EU) 2016/1447 der Kommission geregelt, die verbindliche Anforderungen für HGÜ-Systeme und DC-angebundene Stromerzeugungsanlagen festlegt (einschließlich Leistungspflichten wie Fehlerdurchfahrtsfähigkeit und Regelfähigkeiten). Die Europäische Kommission unterhält das breitere Rahmenwerk der Netzkodizes und Leitlinien für Elektrizitätsnetze, während ENTSO-E die Umsetzung durch auf HGÜ ausgerichtete Arbeitsgruppen zu Netzanschlusskodizes unterstützt.

Im Jahr 2024 trieb ACER Aktualisierungen des Netzkodex zu HGÜ voran, einschließlich Vorschlägen, den Anwendungsbereich auf Offshore-Verbraucheranlagen, Power-to-Gas (Elektrolyse) und Offshore-Elektrizitätsspeicher auszuweiten sowie die technischen Anforderungen hinsichtlich RoCoF-Festigkeit, Spannungsphasenwinkelsprung-Festigkeit, netzbildender Fähigkeit und Kurzschlussbeitrag während Fehlern zu verschärfen. Parallel dazu zielt der Vorschlag der Europäischen Kommission COM(2025) 1006 auf eine schnellere Genehmigung von Energieinfrastruktur ab, einschließlich Übertragungsnetzen, was sich direkt auf die Vorlaufzeiten grenzüberschreitender und Offshore-HGÜ-Projekte in ganz Europa auswirkt.

Wertschöpfungskettenanalyse

Die europäische HGÜ-Wertschöpfungskette umfasst Projektinitiierung und -planung durch ÜNBs und Entwickler, Systemdesign und Engineering (Konverterstation- und Kabelsystemarchitektur), Komponentenfertigung (Leistungselektronikventile, Transformatoren, Schaltanlagen, Steuerungen und Schutztechnik), Kabelfertigung (einschließlich Hochspannungs-Seekabel- und Erdkabelsysteme wie 525-kV-Klasse-VPE) sowie EPC-Lieferung mit spezialisierter Meeresmontage und Inbetriebnahme. Zu den wichtigsten Technologie- und Lieferbeteiligten in diesen Schritten zählen Hitachi Energy, Siemens Energy, Sumitomo Electric, GE Vernova sowie Meeresbauunternehmen für Offshore- und Unterseearbeiten.

Aktuelle Vertragsaktivitäten verdeutlichen, wo sich Wert konzentriert: große Konverterstation-Aufträge sowie langfristige Kabellieferungs- und Installationspakete. Beispiele sind Hitachi Energy, das einen Vertrag über 770 Millionen EUR (Juni 2026) für die Elmed-Konverterstationen sicherte, und Sumitomo Electric, das langfristige Liefer- und Installationsrahmenverträge im Vereinigten Königreich (Juli 2026) neben EPC-Kabelaufträgen in Deutschland abschloss. Regulatorische und Planungsrahmen wie TEN-E (Verordnung (EU) 2022/869) und die Arbeit von ACER an den Überarbeitungen des NC HGÜ beeinflussen die Harmonisierung von Spezifikationen und die Interoperabilität, was sich wiederum auf Beschaffung, Prüfung und Compliance-Anforderungen bei Herstellern, Integratoren und Netzbetreibern auswirkt.

Marktchancen und Zukunftsaussichten

Netzinvestitionen und grenzüberschreitender Ausbau bleiben der zentrale Freiraum für HGÜ-Übertragungssysteme in Europa, wobei die Europäische Kommission Netzinvestitionen von 1,2 Billionen EUR zwischen 2024 und 2040 zur Unterstützung der Energiewende als notwendig anführt. Dies führt zu anhaltender Nachfrage nach Fernübertragung großer Mengen, Offshore-Netzanschlüssen und Interkonnektoren, bei denen HGÜ Regelbarkeit und geringere Verluste bietet, insbesondere für Unterseetrassen, die viele Ausbaupläne in Nordsee und Ostsee dominieren.

Ein zweiter Chancenbereich sind neue HGÜ-Projektarchetypen, die sich von Punkt-zu-Punkt-Verbindungen zu hybriden und Multi-Terminal-Konfigurationen entwickeln, die Offshore-Windenergie integrieren und zugleich grenzüberschreitenden Handel ermöglichen. Belege hierfür sind die Portfolioeinreichungen von ENTSO-E TYNDP 2026 für hybride Interkonnektorkonzepte sowie ÜNBs, die groß angelegte Projekte wie den vorgeschlagenen Baltic-German PowerLink (eingereicht bei TYNDP 2026, mit einem Entscheidungsprozess, der für Ende 2026 vorgesehen ist) und die Elmed-Verbindung vorantreiben, bei der Terna und STEG im Juni 2026 den Konverterstations-Umfang an Hitachi Energy vergaben. Auf der Angebotsseite schaffen Bemühungen zur Harmonisierung technischer HGÜ-Spezifikationen (einschließlich der sich entwickelnden NC-HGÜ-Anforderungen zu netzbildendem Verhalten und Stabilitätsdiensten) Raum für Plattformen, Steuerungssoftware, Prüfdienste und Interoperabilitätslösungen, die individuelles Engineering über europäische Projekte hinweg reduzieren.