Країни Європи з'єднують численні системи передачі електроенергії. В регіоні навколо Північного моря процес їх розвитку стримувався технічною складністю та високою вартістю прокладання протяжних підводних ліній. Проте на початку 21 століття саме з цим пов'язані найбільш масштабні проекти у сфері будівництва ліній електропередач.
Розглянуті в подальшому системи, якщо не зазначено інше, базуються на лініях постійного струму високої напруги.
Реалізовані проекти Велика Британія та Франція стали першими країнами регіону, що сполучили свої енергосистеми за допомогою прокладеної під водами моря лінії електропередач. З 1961 по 1984 в експлуатації перебував інтерконнектор потужністю 160 МВт (напруга 100 кВ). Такі характеристики не могли задовольнити зростаючі потреби, тому в 1985—1986 роках його замінила нова лінія ’’Cross-channel’’ потужністю 2000 МВт (напруга 270 кВ). Система складається з 8 кабелів і має протяжність під водою 46 кілометрів та 25 кілометрову наземну частину. Передбачена можливість ремонту кабелів за 20 діб для наземної та 35 діб для підводної частин. З допомогою системи здійснюється передача електроенергії в обох напрямах в залежності від поточних потребпосилання, хоча абсолютну більшість часу вона використовується для імпорту електроенергії до Великої Британії. Станом на 2016 рік система залишається найпотужнішою серед споруджених у регіоні Північного моря.
Невдовзі після спорудження першого інтерконнектора із Францією Об'єднане королівство з'єднало енергосистему Північної Ірландії (на той час ще ізольовану від енергосистеми острова Велика Британія) з Республікою Ірландією. Лінія, що розпочала роботу у 1970 році (в повному обсязі з 1973 після спорудження всіх необхідних трансформаторних станцій), складається з двох кабелів загальною потужністю 1500 МВт (за іншими даними — 1200 Мвт) та працює на напрузі 275 кВ. Оскільки траса інтерконнектора пролягає по землі та має невелику протяжність, це дало змогу обійтись лінією змінного струму високої напруги. Для підвищення надійності роботи енергосистем острова в 1994 були споруджені ще дві ЛЕП напругою 110 кВ. Спершу вони використовувались як резервні, а з 2001 були переобладнані в такі, що забезпечують постійний перетік електроенергії з потужністю 125 МВт кожна. Проте у випадку виходу з ладу головного інтерконнектора 275 кВ лінії 110 кВ також автоматично відключаються.
На східному узбережжі Північного моря першими з'єднали свої енергосистеми західна континентальна частина Данії (Ютландія) та Німеччина, використовуючи лінії змінного струму високої напруги. В 1961 році була введена в дію ЛЕП 220 кВ від данської електростанції в місті Енстед до німецького Фленсбурга. В 1965 її доповнила ще одна 220 кВ лінія, що починалась від міста Кассо (Данія) та неподалік від кордону зустрічалась з першою ЛЕП від Енстеда, разом з якою далі слідувала в одному коридорі. Потужність цих систем складала лише 335 МВт, тому в 1978 їх доповнили дві паралельні лінії напругою 400 кВ, які також тягнулись від Кассо до Фленсбурга. Загальна потужність інтерконнекторів складає 1780 МВт у напрямку Німеччини та 1500 МВт у напрямку Данії.
Практично одночасно зі спорудженням перших ЛЕП між Німеччиною та Ютландією, енергосистема останньої була з'єднана зі Швецією. В 1965 році став до роботи інтерконнектор ’’Konti-Skan’’ потужністю 250 МВт (з можливістю тривалого перевищення номіналу на 10 %). Система працювала під напругою 250 кВ та могла здійснювати передачу електроенергії лише у напряму Швеція-Данія. Наземна частина системи мала протяжність 91 км та складалась з трьох ділянок: 34 км в Ютландії, 17 км на данському острові Лаесоє та 40 км на території Швеції. Підводний відтинок між Ютландією та Лаесоє (23 км) був вирішений у вигляді двох двожильних кабелів, тоді як на ділянці між Лаесоє та Швецією (64 км) проклали один одножильний кабель. В 1988 році була споруджена друга черга системи потужністю 300 МВт та напругою 285 кВ (з можливістю тривалого перевищення номіналу на 10 %, а при температурі менше 5 градусів тривалої роботи з потужністю 410 МВт). На підводній ділянці Ютландія-Лаесоє додали лише один двожильний кабель, який працює паралельно з однією жилою одного з прокладених у 60-ті роки кабелів (друга жила залишилась в паралельній роботі з першою чергою). Між островом Лаесоє та Швецією проклали другий кабель з перетином, збільшеним вдвічі в порівнянні з першою чергою (яка в 1991 році була модернізована до таких саме параметрів шляхом заміни кабелю). Після заміни в 2006 році трансформаторного обладнання першої черги загальна потужність ’’Konti-Skan’’ досягла 740 МВт при передачі електроенергії з Ютландії до Швеції та 680 МВт у зворотньому напрямі. Після заміни в 2006 році трансформаторного обладнання першої черги загальна потужність ’’Konti-Skan’’ досягла 740 МВт при передачі електроенергії з Ютландії до Швеції та 680 МВт у зворотньому напрямі. У випадку виникнення несправностей передбачена можливість ремонту кабелів за 50 годин для наземної та 300 годин для підводної частин системи.
Невдовзі після спорудження інтерконектора зі Швецією енергосистему Ютландії з'єднали з норвезькою за допомогою проекту ’’Skagerrak ’’, який так само мав кілька черг реалізації. В 1976—1977 були введені в дію перші два кабелі, які забезпечували перетік електроенергії за біполярною схемою з потужністю 275 МВт кожен (напруга 250 кВ). В 1993 до них додали третій, розрахований на потужність 500 МВт та напругу 350 кВ. Після цього напрям струму в одному з перших кабелів змінили, так що утворилась нова біполярна схема між парою 1-2 та кабелем 3. В цілому система при номіналі 1050 МВт може здійснювати передачу електроенергії з потужністю до 1570 МВт (в залежності від температурних умов). Загальна довжина інтерконектора біля 240 км, в тому числі повітряна лінія 85 км в Данії та 28 км в Норвегії, наземна лінія 3,5 км та підводна частина 127 км. На момент побудови першої черги це була найдовша та найглибша (до 530 м) підводна лінія електропередачі.
Таким чином, до кінця 20 сторіччя були споруджені інтерконектори, що з'єднали Данію (Ютландію) з Німеччиною, Швецією і Норвегією, а Велику Британію із Францією та Республікою Ірландія (в останньому випадку лише в межах острова Ірландія).
На початку 21 сторіччя будівництво міждержавних інтерконнекторів активізувалось. Спочатку енергосистеми Норвегії та Нідерландів були з'єднані лінією ’’NorNed’’. Переможців тендеру на її спорудження оголосили ще у 2000 році, проте початок фактичної реалізації проекту затримався до 2004, а введення в дію прийшлось на 2008. Система з двох кабелів потужністю 700 МВт (напруга 450 кВ) стала найдовшою підводною лінією електропередач у світі на момент спорудження — 580 км. З метою зменшення кількості підводних з'єднань для проекту було виготовлено шість кабельних відтинків, найбільший з яких має довжину 154 км. У квітні 2011 на лінії сталась аварія, ліквідація якої зайняла 51 добу та потребувала заміни 300 метрів підводного кабелю.
Наступний інтерконнектор з'єднав Нідерланди з Великою Британією (лінія ’’BritNed’’). Компанія для реалізації проекту була зареєстрована у 2001 році, через сім років розпочались будівельні роботи, а введення в дію припало на 2011. Система з двох кабелів потужністю 1000 МВт (напруга 450 кВ) має протяжність під водою 250 кілометрів та 9 кілометрову наземну частину.
У 2007 році був започаткований проект ’’East–West Interconnector’’, який мав сполучити енергосистеми острова Велика Британія (через Уельс) та Республіки Ірландія. Переможців тендеру на спорудження оголосили у 2009, а у 2013 розпочалась експлуатація цієї лінії. Система потужністю 500 МВт (напруга 400 кВ) складається з 2 кабелів, має протяжність під водою 186 кілометрів та 75 кілометрову наземну частину. Система зокрема має забезпечити стійкість енергосистеми Ірландії в умовах обраного останньою курсу на розвиток вітроенергетики та виведення застарілих енергогенеруючих потужностей на викопному паливі.
Бурхливий розвиток данської вітроенергетики викликав необхідність значного підсилення вже існуючого інтерконектора, що повязував цю країну з багатою на гідроенергоресурси Норвегією, яка могла забезпечувати збалансування енергосистеми. В 2011 році були оголошені переможці тендеру на прокладання ‘’Skagerrak 4’’ (компанії АВВ мала спорудити трансформаторні станції, французька Nexans відповідала за підводну та норвезьку, а італійська Prysmian за данську ділянки). Введення в експлуатацію системи потужністю 700 МВт (напруга 500 кВ) відбулось в 2014. Довжина нової черги в цілому була такою ж як і у попередніх, проте завдяки дещо зміненому маршруту вона мала довшу підводну частину (137 км проти 127 км) і меншу наземну (103 км проти 113 км). Ще однією відмінністю була відмова від повітряних ліній — 12 км норвезького та 91 км данського відтинків виконали підземними, з використанням того самого кабелю, що і на морській ділянці траси. Після спорудження «Skagerrak 4» він був зав'язаний у біполярну схему з «Skagerrak 3», тоді як перші два кабелі системи повернули до первісного стану, коли вони також утворювали біполярну систему. Одночасно з «Skagerrak 4» були прокладені 24 пари оптоволоконних каналів. Вони мали використовуватись для контролю за станом лінії, та частково для надання послуг з передачі інформації телекомунікаційним компаніям.
Проекти на стадії будівництва
У листопаді 2008 Європейська комісія запропонувала у числі першочергових проектів створити Офшорну енергосистему Північного моря, що мала б об'єднати можливості країн цього регіону та забезпечити збалансованість їх енергосистем в умовах розвитку відновлюваної енергетики. Як наслідок, проекти створення інтерконнекторів отримали підтримку з боку інституцій Європейського союзу.
Наразі цілий ряд проектів вже вступив у стадію практичної реалізації.
Завдяки проекту ’’NEMO LINK’’ енергосистема Великої Британії буде сполучена вже з третьою країною — Бельгією. Система потужністю 1000 МВт (напруга 400 кВ) складатиметься з 2 кабелів, матиме протяжність під водою 130 кілометрів (максимальна глибина моря на трасі 100 метрів) та 11 кілометрову наземну частину. Переможця тендеру на спорудження оголосили у червні 2015. Ним стала J-Power Systems, дочірня компанія японської Sumitomo Electric Industries. Підрядником буде використано технологію ізоляції XLPE (поліетилен з поперечно зшитими молекулами), яка вперше застосовуватиметься на лінії постійного струму з напругою 400 кВ. Вона допускає більш сильний перегрів, що збільшує можливість експлуатувати лінію з надлишковою потужністю у випадку необхідності, а також дозволяє витримувати додатковий рівень наносів у районах з рухливими придонними пісками. Технологія розроблялась компанією з 80-х років та випробовувана в Японії на одній із підводних ліній, яка вже введена в експлуатацію. Введення в експлуатацію NEMO LINK заплановане на 2019 рік.
Значно масштабнішим є проект ’’NordLink’’, який має сполучити Норвегію з Німеччиною. Система потужністю 1400 МВт (напруга 525 кВ) складатиметься з 2 кабелів, матиме протяжність 623 км та пролягатиме в районах з максимальною глибиною моря до 450 метрів. Переможців тендеру на спорудження оголосили у березні 2015. Ними стали компанія АВВ, що відповідатиме за німецький сектор, та Nexans, за якою закріплено норвезьку ділянку системи. Введення в експлуатацію NordLink заплановане на 2020 рік.