Netzentwicklungspläne 2023

Während der Arbeiten der Übertragungsnetzbetreiber am Netzentwicklungsplan 2022 entwickelten sie zeitgleich den Entwurf des Szenariorahmens 2023 und legten ihn der Bundesnetzagentur (BNetzA) am 17. Juli 2012 zur Prüfung vor. Nach einer Konsultation genehmigte die BNetzA den Szenariorahmen 2023 unter Berücksichtigung der Konsultationsergebnisse am 30. November 2012.

Der Szenariorahmen 2023 weist viele Gemeinsamkeiten mit dem Szenariorahmen 2022 auf, da sich die energiepolitischen Rahmenbedingungen gegenüber dem Vorjahr nicht grundlegend verändert hatten. Dennoch gab es einige Weiterentwicklungen. Darunter fällt eine umfangreichere Datenbasis mit einem besser erfassten konventionellen Kraftwerkspark, berücksichtigten Kraftwerksstilllegungen sowie der verstärkten Einbeziehung von kleinen Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen. Darüber hinaus wurde die Betriebsdauer von Gaskraftwerken spezifiziert und zusätzlich geplante Pumpspeicherkraftwerke mit einer Leistung von insgesamt ca. 2 GW abgebildet. Ebenfalls gab es eine Verfahrensverbesserung bezüglich der Regionalisierung der installierten Leistung der erneuerbaren Energien auf Bundesländerebene. In allen drei Szenarien wird die Kernenergie durch die geplanten Kraftwerksstilllegungen bis zum Ende des Jahres 2022 nicht mehr einbezogen.

Der veröffentlichte erste Entwurf zeigt, dass sich alle im Bundesbedarfsplan 2013 enthaltenen Maßnahmen in den Netzberechnungen auch für das Jahr 2023 als notwendig erwiesen haben. Durch die im Vergleich zum NEP 2022 geänderten Eingangsgrößen wurden im Vergleich zum Vorjahr zusätzliche Maßnahmen als notwendig identifiziert. Wichtige Treiber hierfür sind die Erzeugung von Windenergie offshore und onshore im küstennahen Bereich sowie der erhöhte Energieaustausch mit dem Ausland. Wie im NEP 2022 bilden auch im NEP 2023 leistungsstarke Nord-Süd-Verbindungen den Schwerpunkt beim Ausbau der Übertragungsnetze. Neben dem Ausbau des 380-kV-Drehstromnetzes sind erneut Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungs-Verbindungen (HGÜ-Verbindungen) für den hohen Transportbedarf von Norden nach Süden vorgesehen.

Im Fokus des ersten O-NEP steht die zeitliche Staffelung der Maßnahmen des Offshore-Netzausbaus anhand objektiver Kriterien. Dazu gehören vor allem eine Einteilung von Nord- und Ostsee in Entfernungszonen, die Berücksichtigung raumordnerisch festgelegter Vorrangflächen für Offshore-Windenergie sowie das Erzeugungspotenzial der einzelnen im Bundesfachplan Offshore bzw. in der jeweiligen Landesraumordnung ausgewiesenen Cluster. Der O-NEP beschreibt den Bedarf an Netzanbindungssystemen und bestimmt unter Berücksichtigung der erwarteten geographischen Verteilung der Offshore-Windparks und der an den Netzverknüpfungspunkten im Übertragungsnetz verfügbaren Netzanschlusskapazitäten die Anfangs- und Endpunkte von Netzanbindungssystemen.

Beim zweiten Entwurf des Netzentwicklungsplans 2023 wurden auf Basis der eingegangenen Stellungnahmen unter anderem Erläuterungen zur Ermittlung der Netzverknüpfungspunkte, ein Ausblick auf die Verbesserung der Methodik der Regionalisierung erneuerbarer Energien sowie die Planungsmöglichkeiten nach dem NOVA-Prinzip ergänzt. Der am 17. Juli 2013 veröffentlichte und an die Bundesnetzagentur (BNetzA) übergebene zweite Entwurf enthält 90 Maßnahmen, die die Übertragungsnetzbetreiber zur Bestätigung vorgeschlagen haben.

Der zweite Entwurf des O-NEP wurde am 24. Juni 2013 veröffentlicht und an die BNetzA übergeben. Darin haben die Übertragungsnetzbetreiber zehn Offshore-Anbindungsleitungen beantragt. Die in den Konsultationsbeiträgen angesprochenen Themen beim O-NEP umfassen Fragen zur zeitlichen Staffelung, zu den Kosten, zur gesetzlichen Grundlage und zur Datenbasis.