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Le Danemark et l'Allemagne signent un accord sur l'île énergétique de Bornholm

Technius 4 février 2026 2 min de lecture

Dania i Niemcy podpisują umowę ws. Bornholm Energy Island

Lors du sommet sur l'énergie à Hambourg, le Danemark et l'Allemagne ont signé un accord contraignant pour la réalisation du projet Bornholm Energy Island – la première île énergétique hybride d'Europe en mer Baltique. Le projet prévoit la construction d'un hub offshore commun qui reliera les parcs éoliens en mer aux réseaux électriques des deux pays. L'accord régit le partage des coûts, des responsabilités d'inves

Lors d'un sommet sur l'énergie à Hambourg, le Danemark et l'Allemagne ont signé un accord contraignant pour la mise en œuvre du projet Bornholm Energy Island – la première île énergétique hybride d'Europe en mer Baltique. Le projet prévoit la construction d'un hub offshore commun qui reliera les parcs éoliens en mer aux réseaux électriques des deux pays.

L'accord régit la répartition des coûts, la responsabilité de l'investissement et le cadre juridique de l'infrastructure de transmission. C'est une étape cruciale qui fait passer le projet du niveau des déclarations politiques à la phase de mise en œuvre réelle.

3 GW de puissance et infrastructure transfrontalière HVDC

Bornholm Energy Island permettra de connecter des parcs éoliens en mer d'une puissance totale allant jusqu'à 3 GW. L'énergie sera transmise aux deux pays via des câbles HVDC :

– environ 2 GW iront en Allemagne,
– environ 1,2 GW iront au Danemark.

Le projet repose sur le concept d'un nœud énergétique commun en mer Baltique qui intègre la production d'énergie offshore avec les réseaux nationaux, augmentant ainsi la flexibilité du système et la sécurité d'approvisionnement. L'investissement a bénéficié d'un soutien financier important de l'Union européenne dans le cadre du programme Connecting Europe Facility.

Notre avis

Bornholm Energy Island n'est pas seulement un projet offshore. C'est un modèle de construction de la future infrastructure énergétique en Europe, où l'intégration des systèmes est d'une importance capitale, et pas seulement la production d'énergie elle-même.

D'un point de vue systémique, c'est un projet qui :
– montre que le développement des énergies renouvelables nécessite un développement parallèle des réseaux de transmission,
– confirme le rôle croissant de la technologie HVDC dans la stabilisation de grands volumes de puissance,
– sert de référence pour les futurs projets énergétiques transfrontaliers dans la région de la mer Baltique.

Pour le secteur énergétique européen, c'est un signal clair de transition des investissements locaux vers un système énergétique commun et résilient, capable de prendre en charge des sources renouvelables à grande échelle.

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FAQ

Questions fréquentes

Sur l'optimisation des coûts énergétiques en entreprise — réponses en 30 secondes.

Three biggest levers: consumption profile (when you use power), fixed fees (contracted power, capacity charge), and market instruments (day-ahead market, DSR, energy storage). The fastest wins come from analysis — without it, it's hard to pick where to start.

EMS (Energy Management System) is a decision layer that controls energy in real time — when to buy, when to use storage, when to clip peaks. It pays off where energy is a meaningful operating cost and consumption profile varies.

Typically 4–7 years. The exact payback depends on contracted power, consumption profile, tariff and whether you can join DSR / system services. For 200 kW+ sites with high variability, ROI under 5 years is common.

It's a system fee billed during 4 peak hours on business days. You can really lower it by shifting consumption out of those hours — an EMS does this automatically; manually it's only partial. Often the fastest-growing line on your invoice.

Yes, but not for every company. Self-consumption is what matters — whether you use energy when the panels produce it. PV alone, without storage or profile shifting, often doesn't pay back fast. With storage + EMS the model changes fundamentally.

ETS pushes up energy prices via the CO₂ cost embedded in wholesale prices. ETS2 (from 2027) will hit transport and heating fuels. Companies that don't actively manage energy are more exposed — these aren't isolated price hikes, they're a trend.

First response within 24 business hours. The full analysis with potential calculations (peak shaving, storage, DSR, tariff optimisation) usually takes 3–7 business days, depending on data completeness from the DSO.

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