Netzentwicklungspläne 2025

Den Entwurf für den Szenariorahmen 2025 haben die Übertragungsnetzbetreiber am 30. April 2014 an die Bundesnetzagentur (BNetzA) übergeben. Vom 12. Mai bis zum 23. Juni 2014 hatte die Öffentlichkeit Gelegenheit, sich an der Konsultation der BNetzA zu beteiligen. Die Ergebnisse des Beteiligungsprozesses sowie die behördliche Einschätzung sind in den durch die BNetzA am 19. Dezember 2014 genehmigten Szenariorahmen eingeflossen.

Anders als in den vorherigen Jahren enthält der Szenariorahmen 2025 sechs statt vier Szenarien. Jedes Szenario wird den neuen Rahmenbedingungen des im August 2014 novellierten EEG gerecht. Daneben ist in allen Szenarien vorgesehen, dass selten auftretende Leistungsspitzen der Onshore-Windenergie- und Photovoltaikanlagen nicht vollständig ins Netz eingespeist werden. Mit der sogenannten Spitzenkappung wird ein Netzausbau für „die letzte erzeugte Kilowattstunde aus erneuerbaren Energien“ vermieden.

Außerdem enthalten drei Szenarien explizite Vorgaben zur Einhaltung eines maximalen CO2-Ausstoßes, so dass dem energiepolitischen Ziel der Bunderegierung zur Reduzierung der Treibhausgasemissionen Rechnung getragen wird. Ein Szenario berücksichtigt zudem eine Reduktion des Stromverbrauchs mit Blick auf eine angestrebte effiziente Energienutzung.

Anhand der im Szenariorahmen abgebildeten Daten ermittelten die Übertragungsnetzbetreiber für jedes Szenario den bis zum Jahr 2025 bzw. 2035 notwendigen Ausbau des deutschen Höchstspannungsnetzes. Die im genehmigten Szenariorahmen enthaltenen Vorgaben können von den ÜNB nicht angepasst werden.

Die Ergebnisse der Berechnungen zum ersten Entwurf zeigen, dass sich der Umfang des Netz­entwick­lungs­bedarfs gegenüber dem NEP 2024 nicht grund­legend verändert hat. Wichtige Treiber für weit­räumige Leis­tungs­trans­porte in den sechs Szenarien sind der Aus­bau der Wind­ener­gie­leis­tung an Land im küsten­nahen Bereich und auf See sowie der Energie­aus­tausch mit dem Ausland. Mit Blick auf die im NEP aus­gewie­senen Maß­nahmen zeigt sich, dass die Maß­nahmen des Bundes­bedarfs­plans auch unter geän­derten Rahmen­beding­ungen weiter­hin notwendig sind. Neben den im Bun­des­bedarfs­plan ent­hal­tenen Maß­nahmen erwei­sen sich auch die von der BNetzA im NEP 2023 und im NEP 2024 bestä­tigten Maß­nahmen in allen Szena­rien als erforderlich. Der kom­binierte Ein­satz von Gleich- und Wechsel­strom­technologie zur sicheren Gewähr­leistung der Strom­übertragung wurde erneut als not­wendig nachgewiesen. Außerdem bestä­tigen sich in den Berech­nungen die Nord-Süd-gerichteten Hoch­spannungs-Gleichstrom-Übertragungs-Verbindungen (HGÜ-Verbindungen).

Grundlage der Netzplanung im O-NEP ist das sogenannte Start-Offshorenetz. Die Ausbaumaßnahmen des Start-Offshorenetzes haben eine Gesamtlänge von 1.300 km. Die Gesamtlänge des Offshore-Zubaunetzes liegt zwischen 397 km in Szenario A 2025 und 902 km in sowohl Szenario B 2025 als auch C 2025 bis hin zu 3.494 km in Szenario B 2035. Die gesamte Übertragungskapazität des Zubau-Offshorenetzes reicht dabei von zusätzlichen 1,4 GW in Szenario A 2025 über 3,2 GW in Szenario B 2025 und C 2025 bis zu 10,9 GW in Szenario B 2035. Das vorläufig erwartete Gesamtvolumen der Investitionen beträgt in den nächsten zehn Jahren je nach Szenario insgesamt circa 7 Mrd. € bis 10 Mrd. € (inkl. Start-Offshorenetz mit rund 5 Mrd. €).

Ergänzend zur bisherigen clustergenauen Anbindungskonzeption wurde für die Ostsee der Einsatz von Sammelplattformen zur Anbindung mehrerer räumlich beieinanderliegender Cluster untersucht. Neben Kostenvorteilen birgt dieses Konzept auch Chancen Leerkapazitäten weiter zu vermindern und auf zukünftige Entwicklungen noch flexibler reagieren zu können.

Neben der Überarbeitung des ersten Entwurfs auf Basis der eingegangenen Stellungnahmen wurden ebenfalls zwischenzeitlich erfolgte gesetzliche Änderungen im zweiten Entwurf berücksichtigt. Entsprechend der Anpassungen des Bundesbedarfsplangesetzes (BBPlG), die zum 1. Januar 2016 in Kraft getreten sind, wurde der Vorrang für Erdkabel für die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungs-Verbindungen (HGÜ-Verbindungen) im Hinblick auf die angegebenen Investitionskosten eingearbeitet, der südliche Netzverknüpfungspunkt der Gleichstromverbindung von Sachsen-Anhalt nach Bayern nach Isar bei Landshut verlegt sowie die damit verbundene AC-Netzverstärkung zwischen Oberbachern und Ottenhofen aufgenommen.

Schwerpunkte der Konsultationsbeiträge zum NEP 2025 waren neben grundsätzlichen Fragen zu in den Szenarien getroffenen Annahmen, die  sich auf Erfordernisse der Netzentwicklung bezogen, auch regionale Betroffenheiten. Insbesondere die Entflechtung des Netzknotens Grafenrheinfeld, hier konkret die Maßnahmen P43mod und P44mod, sowie der Verlauf der Gleichstromverbindung von Sachsen-Anhalt nach Bayern waren Gegenstand zahlreicher Stellungnahmen.

Bei der Überarbeitung des ersten Entwurfs zum Offshore-Netzentwicklungsplan 2025 wurden die eingegangenen Konsultationsbeiträge intensiv berücksichtigt. Schwerpunkte der Stellungnahmen waren die Themen Erneuerbare-Energien-Gesetz 2016, die zeitliche Staffelung von Maßnahmen, dezentrale Stromerzeugung, clusterübergreifende Netzanschlüsse, technische Konzepte zur Netzanbindung und die gewählten Netzverknüpfungspunkte.