Besonderheiten des NEP 2030 (2019)

Bei der Ausgestaltung der Szenarien zeigt der genehmigte Szenariorahmen für den NEP 2030 (2019) wesentliche Veränderungen im Vergleich zum vorherigen Szenariorahmen.

Zunächst hat sich die Anzahl der zu betrachtenden Szenarien verändert. Dem NEP 2030 (2019) müssen nicht vier, sondern fünf Szenarien zugrunde gelegt werden: B 2025, A 2030, B 2030, C 2030, und B 2035. Das zusätzliche Zwischenszenario B 2025 dient dabei zur Prüfung der von den ÜNB eingereichten kurzfristig durchführbaren Maßnahmen (Ad-hoc-Maßnahmen).

Auch bei der Szenarienausgestaltung zeigen sich Veränderungen. Die Ausgestaltung erfolgt auf Basis der prognostizierten Transformation des Energiesektors (Energiewende) mit unterschiedlicher technologischer Ausprägung (Innovationsgrad) und Umsetzungsgeschwindigkeit (Transformationstempo). Innovation bezeichnet in diesem Zusammenhang den Einsatz neuer Technologien im Stromsektor zur Steigerung der Flexibilität und der Energie- sowie Emissionseffizienz. Das Transformationstempo beschreibt die Umsetzungsgeschwindigkeit der Energiewende.

Hinsichtlich der angenommenen Umsetzungsgeschwindigkeit der Energiewende (Transformationstempo) unterscheiden sich die Szenarien im Gegensatz zum letzten Szenariorahmen nicht mehr. Eine maßgebliche Annahme dazu im aktuellen Szenariorahmen ist, dass entsprechend der Ziele aus dem Koalitionsvertrag von CDU, CSU und SPD vom 12.03.2018 in allen drei Szenarien mit dem Zieljahr 2030 ein Anteil von 65 % erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch erreicht wird.

Eine Differenzierung der Szenarien erfolgt hingegen anhand des angenommenen Innovationsgrads. Im genehmigten Szenariorahmen wird beim Innovationsgrad nach Unterschieden in den zentralen bzw. dezentralen Erzeugungsstrukturen und dem Einsatz von Treibern der Sektorenkopplung (Elektromobilität und Wärmepumpen) differenziert. Darüber hinaus unterscheiden sich die Szenarien in der Durchdringung mit Flexibilitätsoptionen (Power-to-Gas, Power-to-Heat und DSM) sowie Speicher (PV-Batteriespeicher und Großspeicher). Insgesamt sind sowohl die Treiber für die Sektorenkopplung als auch die Flexibilitätsoptionen und Speicher gegenüber dem NEP 2030 (2017) noch einmal signifikant erhöht worden.

Unter Berücksichtigung des Transformationstempos und des Innovationsgrads ergibt sich damit folgende schematische Darstellung zur Einordnung der Szenarien.

Die durch die BNetzA für die Szenarien zugrundgelegten Erzeugungskapazitäten unterscheiden sich deutlich vom vorherigen Szenariorahmen.

Einerseits wird eine um fünf bis sechs Gigawatt geringere konventionelle Erzeugungsleistung in allen Szenarien mit dem Zieljahr 2030 gegenüber dem NEP 2030 (2017) angenommen. Das zeigt sich zum Beispiel in den Annahmen zur Stromerzeugung aus Kohle: Bereits für das Szenario B 2025 wird eine Halbierung der Kohlekapazität im Vergleich zum Jahr 2017 vorgesehen. Diese hatten die ÜNB in ihrem Entwurf des Szenariorahmens erst für das Jahr 2030 prognostiziert.

Andererseits gibt der Szenariorahmen für alle Szenarien mit dem Zieljahr 2030 40 bis 50 GW mehr installierte Leistungen aus erneuerbaren Energien vor als dies im NEP 2030 (2017) der Fall war. Dies beinhaltet in allen Szenarien mit dem Zieljahr 2030 eine höhere installierte Kapazität an Offshore-Windenergie als dies aktuell gesetzlich vorgesehen ist. Im genehmigten Szenariorahmen werden 17 bis 20 GW Offshore-Wind für 2030 vorgegeben, während im Flächenentwicklungsplan des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie gemäß den Vorgaben des aktuellen EEG 15 GW vorgesehen sind. Darüber hinaus wurden Offshore-Erzeugungsleistungen im Umfang von bis 1,1 GW von der Ostsee in die Nordsee verlagert, so dass die Ostsee nun 2,2 GW anstelle von 3,3 GW aufweist.

Der im europäischen Energiebinnenmarkt gehandelte Strom wird über das Übertragungsnetz transportiert. Die Übertragungsleitung zwischen zwei Ländern wird dabei als Interkonnektor bezeichnet.

Vor diesem Hintergrund ist die Bestimmung der Handelskapazitäten zwischen Deutschland und den angrenzenden europäischen Nachbarländern ein wesentlicher Aspekt für die Netzausbauplanung. Dafür ist es notwendig, in der Marktsimulation den Stromhandel zwischen den europäischen Marktgebieten abzubilden. Grundsätzlich gilt es dabei dem Gedanken eines freizügigen Energiebinnenmarktes zu folgen. Gleichzeitig muss aber berücksichtigt werden, dass nur begrenzte Kapazitäten im Übertragungsnetz zur Verfügung stehen und deswegen hier Beschränkungen für den Handel nachmodelliert werden müssen.

Die BNetzA legt im genehmigten Szenariorahmen dazu erstmals fest, dass die möglichen Handelsflüsse zu anderen Marktgebieten in den Szenarien des NEP 2030 (2019) über eine lastflussbasierte Kapazitätsberechnung, dem sogenannten „Flow-Based Market Coupling“ (FBMC), durch die Übertragungsnetzbetreiber zu ermitteln sind. Die neue Vorgehensweise müssen die ÜNB an allen Grenzen zu deutschen Nachbarstaaten anwenden. Damit werden in der Netzplanung Regelungen zur Kapazitätsberechnung vorweggenommen, die im Zuge des „Clean Energy Package“ der EU-Kommission wahrscheinlich im Jahr 2030 gelten werden. In den vorherigen Netzentwicklungsplänen wurde hierbei bisher ein anderes Verfahren auf Basis des genehmigten Szenariorahmens angewendet: Für den gerichteten Austausch zwischen zwei Marktgebieten wurden feste Übertragungskapazitäten, sogenannte „Net Transfer Capacities“ (NTCs), vorgegeben.

FMBC unterscheidet sich von der Verwendung fester NTCs im Wesentlichen darin, dass verfügbare Kapazitäten nicht mehr zwischen Marktgebieten und für das ganze Jahr fest vorgegeben werden, sondern die Auslastung der einzelnen Interkonnektoren zu jeder Stunde des Jahres berücksichtigt wird, da diese durch den Handel besonders stark belastet werden. So wird in der Netzplanung berücksichtigt, dass zu manchen Zeiten höhere Übertragungskapazitäten für den Handel zur Verfügung stehen können.

Das neue Vorgehen erhöht die Anforderungen an die Marktmodellierung, da die Kapazitäten sich bei diesem Ansatz mit dem Marktgeschehen im In- und Ausland ändern. Dies erforderte von den ÜNB die aufwändige Entwicklung einer entsprechenden Methodik im NEP.

Interkonnektoren sind grenzüberschreitende Leitungen, die den Handel von Strom in Europa ermöglichen. In der Bestätigung des Szenariorahmens fordert die BNetzA nun erstmals, dass Interkonnektoren, die über den aktuellen Bundesbedarfsplan hinausgehen, im NEP 2030 (2019) einer Kosten-Nutzen-Analyse unterzogen werden. Dabei handelt es sich um folgende Interkonnektoren:

• Deutschland - Großbritannien (NeuConnect)
• Deutschland - Schweden (Hansa Power Bridge 1) (P 221)
• Deutschland - Belgien (zweiter Interkonnektor) (P 313)
• Uchtelfangen-Ensdorf - Bundesgrenze (FR) (P 170)
• Südwestliches Baden-Württemberg, Eichstetten - Bundegrenze (FR) (P 176)
• Tiengen - Bundesgrenze (CH) (P 204
• 380-kV-Kuppelleitung zwischen Aach (DE) und Bofferdange (LU)
• Deutschland - Schweden (Hansa Power Bridge 2, nur für das Zieljahr 2035)

Der Nachweis, dass ein Interkonnektor erforderlich und sinnvoll ist, wird dann nicht mehr wie bisher nur über das (n-1)-Kriterium geführt, sondern berücksichtigt auch weitere Zwecke von Interkonnektoren.

Darunter fallen zum Beispiel der volkswirtschaftliche Nutzen des Projekts durch die Vergrößerung der Handelskapazitäten, mögliche CO2-Minderungen und Effekte, die zu einer besseren Integration erneuerbarer Energien führen.

Neue Technologien im Netzbetrieb können den Netzausbaubedarf reduzieren. Deshalb ist gesetzlich festgelegt, dass die Übertragungsnetzbetreiber Technologien im Netzentwicklungsplan berücksichtigen, die im Zieljahr wahrscheinlich zur Verfügung stehen und zu einer besseren Auslastung des Netzes führen können.

In vergangenen Netzentwicklungsplänen haben die Übertragungsnetzbetreiber deshalb bereits Technologien wie das Freileitungsmonitoring (FLM), Hochtemperaturleiterseile (HTL/HTLS), die Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) sowie lastflusssteuernde Elemente wie z. B. Phasenschiebertransformatoren (PST) in ihren Planungen berücksichtigt.

In der Genehmigung des Szenariorahmens fordert die BNetzA die Übertragungsnetzbetreiber nun auf, eine umfassende Darstellung und Bewertung aller bekannten netztechnischen Betriebsmittel und relevanten neuen Technologien auch der Betriebsführung vorzunehmen. Dabei soll unter anderem die erwartete Wirkung auf Engpässe, die Integration ins Netz und die Auswirkungen auf den Netzbetrieb untersucht werden.

Im Netzentwicklungsplan wird daher der Einsatz neuer Betriebsmittel durch die ÜNB in besonderem Maße geprüft und – soweit möglich – bewertet.