Im Jahr 2026 reihte Dänemark eine Serie energiepolitischer Meilensteine aneinander, die zusammen zeigen, wohin sich das System entwickelt – ein Offshore-Windpark im Rekordmaßstab auf dem Weg von der Lizenz zum Stahl im Wasser, ein grenzüberschreitendes Energieinsel-Projekt zur Stärkung der europäischen Energiesicherheit und erste Anzeichen dafür, wie das Land ein Netz managen will, das mit dem Ausbau erneuerbarer Energien nicht Schritt hält.

Im Januar erteilte die dänische Energiebehörde dem RWE-Offshore-Windpark Thor eine 30-jährige Stromerzeugungslizenz – ein 1,1-GW-Projekt 22 Kilometer vor der jütländischen Westküste, das nach vollständiger Inbetriebnahme 2027 Dänemarks größter Offshore-Windpark sein und Strom für mehr als eine Million dänische Haushalte liefern wird. Im April installierten RWE und Siemens Gamesa dort die weltweit erste Turbine mit CO₂-reduziertem Stahlturm und recycelbaren Rotorblättern – die Hälfte der 72 Thor-Turbinen erhält die emissionsärmeren Türme, 40 Anlagen insgesamt 120 recycelbare Rotorblätter; RWE bezeichnete dies als Schritt hin zu „vollständig zirkulärer Offshore-Windenergie“.

Ebenfalls im Januar schlossen Dänemark und Deutschland ein bilaterales Abkommen zur gemeinsamen Investition in die Energieinsel Bornholm, in Anwesenheit von Bundeskanzler Friedrich Merz und Ministerpräsidentin Mette Frederiksen. Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche nannte es „ein Vorzeigeprojekt europäischer Zusammenarbeit und ein strategisches Projekt für unsere gemeinsame Sicherheit“, ihr dänischer Amtskollege Lars Aagaard sprach von „einer neuen Ära der Vernetzung und gemeinsamen Energiesicherheit“. Die auf dem dänischen Ostsee-Territorium Bornholm errichtete Insel soll Offshore-Windstromerzeugung mit einer grenzüberschreitenden Verbindung nach Deutschland bündeln und die Abhängigkeit beider Länder von Versorgungsschocks verringern.

Zunehmend ist nicht die Erzeugung, sondern die Netzkapazität der begrenzende Faktor für den dänischen Ausbau. Forschende der Technischen Universität Dänemark (DTU) berichteten im Mai, dass genehmigte Wind- und Solarprojekte teils bis weit in die 2030er Jahre auf einen Netzanschluss warten müssen, weil die verfügbare Netzkapazität bereits durch bestehende Anlagen reserviert ist – obwohl Turbinen typischerweise nur 20 bis 50 Prozent der Zeit mit voller Leistung laufen. Als Lösung schlagen die Forschenden Hybridkraftwerke vor, die Wind, Solar und Batteriespeicher kombinieren und ihre gemeinsame Einspeisung so steuern, dass ein einziger Netzanschluss ausreicht – laut DTU-Modellierung könnte eine Kombination aus 100 MW Wind, 80 MW Solar und 50 MW Batteriespeicher wirtschaftlich über einen einzigen 100-MW-Anschluss betrieben werden.

Das Bild reicht über Strom hinaus. Im Juni vereinbarten ENGIE und European Energy die Entwicklung eines Wasserstoff-Elektrolyseprojekts mit bis zu 150 MW nahe Kassø in der Gemeinde Aabenraa, das um 2030 in Betrieb gehen und den geplanten dänisch-deutschen Wasserstoff-„Backbone“ speisen soll. ENGIE hat sich die Vermarktungsrechte für mehr als 20.000 Tonnen erneuerbaren Wasserstoff pro Jahr aus der Anlage gesichert, die im Rahmen der deutschen, an die Europäische Wasserstoffbank gekoppelten Wasserstoffauktion ausgewählt wurde.

Zusammengenommen weisen die diesjährigen dänischen Meilensteine in dieselbe Richtung: mehr Offshore-Kapazität mit geringerem CO₂-Fußabdruck, eine Ostsee-Energieinsel, die diese Kapazität grenzüberschreitend teilen soll, sowie erste Schritte bei Netz und Wasserstoff, damit die Infrastruktur der Erzeugung nicht hinterherhinkt. Da die restlichen Thor-Turbinen bis Ende 2026 installiert und 2027 vollständig in Betrieb genommen werden sollen und das Bornholm-Projekt von der Vereinbarung zum Bau übergeht, dürfte sich im kommenden Jahr zeigen, ob die Ambitionen in tatsächlich gelieferte Kapazität münden.