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Stellungnahme zum 1. Entwurf des Netzentwicklungsplans 2037/2045
(2025)
Hamburg, den 09.01.2026
Orsted Germany GmbH
Stellungnahme zum 1. Entwurf des Netzentwicklungsplans 2037/2045
Sehr geehrte Damen und Herren,
wir nehmen Bezug auf die öffentliche Konsultation zum ersten Entwurf des Netzentwicklungsplans 2037/2045 vom 10.12.2025 und bedanken uns für die Gelegenheit, Stellung zu beziehen.
Kapitel 1.1 Die Rolle der Übertragungsnetzbetreiber
Wir begrüßen die intensive Zusammenarbeit von Übertragungs- sowie Verteilnetzbetreibern bei der Erstellung der Netzentwicklungspläne. Ebenso begrüßen wir die Absicht der Übertragungsnetzbetreiber, Erkenntnisse der Verteilnetzbetreiber aus dem laufenden Netzausbauplan-Prozess im Szenariorahmen des nächsten NEP im Jahr 2027 aufzugreifen. In diesem Zusammenhang möchten wir jedoch anmerken, dass es wünschenswert wäre, explizite Quellenangaben oder direkte Links zu den jeweiligen Netzentwicklungsplänen der Verteilnetzbetreiber in den weiteren Entwürfen anzugeben, damit zugrundeliegende Erkenntnisse besser nachvollzogen werden können.
Kapitel 4.4.1 Wesentliche primärtechnische DC-Technologien im zukünftigen Übertragungsnetz
Für die Abwägung zum Einsatz von HVDC-Freileitungen gegenüber HVDC-Erdkabeln möchten wir für die weitere Betrachtung folgende Rückfragen stellen und bitten, diese zu berücksichtigen:
• Welche Erfahrungen mit HVDC-Freileitungen außerhalb Deutschlands werden im weiteren Verlauf der Erstellung des Netzentwicklungsplans 2037/2045 berücksichtigt und welche Schlussfolgerungen werden daraus gezogen?
• Welche Akzeptanzprobleme werden bei dem zukünftigen Einsatz von HVDC-Freileitungen erwartet und wie sollen diese gelöst werden? Wird als mögliche Lösung erwogen, Teilstrecken als HVDC-Erdkabel auszuführen, so wie es beispielsweise derzeit bereits mit Drehstromfreileitungen praktiziert wird?
• Bitte beurteilen Sie den Einfluss auf Planungs- und Genehmigungsverfahren. Aus Sicht der Anschlussnehmer und Netzkunden ist es zwingend erforderlich, dass der Netzausbau zeitgerecht erfolgt. Welche Maßnahmen sind geplant, um einen zeitlichen Verzug des Netzausbaus aufgrund des Einsatzes von HVDC-Freileitungen zu vermeiden?
Kapitel 5.2.1 Offshore-Optimierungsmaßnahmen
Wir begrüßen die Anregung einer Diskussion über mögliche konkrete Kostenoptimierungsmaßnahmen für Offshore-Netzanbindungen. Die folgenden im Rahmen des Netzentwicklungsplans geprüften Maßnahmen
1. Neuzuschnitt der Flächen
2. Verbindliche Überbauung
3. Prüfung technischer Reserven
erachten wir grundsätzlich als zielführende Mittel zur Erreichung einer Effizienzsteigerung und möchten nachfolgend näher auf die zuvor genannten Punkte eingehen.
Maßnahme 1: Neuzuschnitt von Flächen für Offshore-Windenergie zur Reduktion der Leistungsdichte und von Abschattungseffekten zur Steigerung der Effizienz von OWP und ONAS
Ein Neuzuschnitt der Flächen mit einer einhergehenden Reduktion der Leistungsdichte stellt eine zentrale Optimierungsmaßnahme dar. Offshore-Windparks erreichen weltweit durchschnittlich rund 4.000 Volllaststunden (VLS); an besonders ertragreichen Standorten sind sogar bis zu 5.000 VLS möglich. Die Nordsee zählt zu den windstärksten Regionen weltweit. Dennoch erzielen in der deutschen Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) entwickelte Offshore-Windparks in den letzten Jahren im Mittel nur etwa 3.000 VLS, in Einzelfällen sogar lediglich 2.400 VLS und stellen somit lediglich teure Onshore-Äquivalente dar. Höhere Volllaststunden verbessern die Kosteneffizienz von Offshore-Windparks deutlich – sowohl beim Ausbau als auch bei den langfristigen Stromkosten für den Wirtschaftsstandort Deutschland. Um künftig wieder einen Zielwert von 4.000 Volllaststunden zu erreichen, ist eine Reduzierung der Leistungsdichte erforderlich: von derzeit rund 9 MW pro km² auf etwa 5 MW pro km². Darüber hinaus halten wir einen Ausbaupfad von 60 GW in der deutschen AWZ für ein realistisches Szenario, auf dessen Grundlage eine sinnvolle und belastbare Flächenoptimierung erfolgen kann. Ergänzend können weitere 10 GW aus Anrainerstaaten an das deutsche Stromnetz angebunden werden. Auf Flächen mit vermeintlich hohen Volllaststunden wird nicht zwangsläufig eine höhere Stromerzeugung erzielt, sofern eine dichte Bebauung zu Verschattungseffekten führt und dadurch die Winderträge reduziert werden. Vor diesem Hintergrund ist es erforderlich, bei der Flächenausweisung auch verschattungsoptimierte Standorte systematisch zu berücksichtigen. Wir begrüßen daher die Aufnahme des N-5-Clusters in den Netzentwicklungsplan ausdrücklich und sehen in diesem Gebiet ein sehr hohes Potenzial für die Offshore-Optimierung. Das Cluster N-5 weist mit deutlich über 10 m/s sehr hohe durchschnittliche Windgeschwindigkeiten auf und ermöglicht, aufgrund der nicht abgeschatteten Lage, hohe Volllaststunden im Bereich von 4.000/Jahr. Im vorliegenden Entwurf wird N-5 jedoch aufgrund der aktuell vorgesehenen zeitlichen Reihung (Nachnutzung) nicht detaillierter betrachtet und lediglich das Potenzial des Gebiets „Doggerbank“ positiv hervorgehoben, welches sich hinsichtlich Volllaststunden in vergleichbaren Größenordnungen wie N-5 bewegt. N-5 bringt jedoch deutliche Vorteile hinsichtlich der Küstennahe mit sich. Wir regen daher aus folgenden Gründen an, auch N-5 in die Planung der nächsten Auktionen für eine vorzeitige Nutzung einzubeziehen und nicht erst als Cluster zur Nachnutzung mit Netzanschlüssen in den Jahren 2044 vorzusehen. Die zeitliche Reihung sollte insbesondere vor dem Hintergrund der Kostenoptimierung und Effizienz als auch im Hinblick auf die Umtrassierung der LanWin7 sowohl im Netzentwicklungsplan als auch nachfolgend im Flächenentwicklungsplan neu bewertet werden.
Quelle: Bericht der Übertragungsnetzbetreiber zur Alternativen-Prüfung zur Umgehung des Artillerieschießgebietes Nordsee, 30.04.2025, S. 34
Im Detail:
1) Aus volkswirtschaftlicher Sicht bietet eine zeitlich vorgezogene Ausweisung des N-5-Clusters für die Nutzung von Offshore-Windenergie ein hohes Potenzial für Kosteneinsparungen gegenüber der Ausweisung von Flächen in den Clustern 12,13 sowie 14. Hohe Erträge in Kombination mit einer küstennahen Netzanbindung können die Ausbaukosten erheblich senken. Wir möchten in diesem Zusammenhang anmerken, dass die Grenzen des N-5 Clusters jedoch bei einer früheren zeitlichen Reihung überarbeitet werden sollten. Im aktuellen Zuschnitt wären die Grenzen des Clusters nicht deckungsgleich mit den Grenzen des bestehenden Offshore-Windparks „Sandbank“. Ein Teil des Windparks würde außerhalb des Clusters liegen. Wir regen an, dass die Grenzen des N-5-Clusters auf die Grenzen des Offshore-Windparks „Sandbank“ ausgeweitet werden, damit zwischen ausgewiesenen Clustern und installierten Kapazitäten keine Abweichungen vorliegen.
2) Des Weiteren regen wir an, den geplanten Trassenverlauf für die Netzanbindung des N-5Clusters sowohl im Offshore- als auch im Onshore-Bereich erneut zu prüfen. Durch einen küstennahen Netzanschluss idealerweise im Norden (Suchraum Pöschendorf) würden sich erhebliche Kosteneinsparungen für die DC-Kabel ergeben. Eine kürzere DC-Netzanbindung hätte zudem auch einen positiven Effekt auf die Verfügbarkeit der Netzanbindungssysteme. Die Ausfallwahrscheinlichkeit würde reduziert werden. Vor dem Hintergrund der aktuellen Herausforderungen in der Branche und dem Ziel der Offshore-Optimierung sollte auch die zeitliche Reihung der Netzanschlüsse neu bewertet werden.
Maßnahme 2: Verbindliche Überbauung der installierten Leistung der OWP im Verhältnis zur Übertragungsleistung der ONAS
Eine verbindliche Überbauung der installierten Leistung im Verhältnis zur Übertragungsleistung der ONAS bietet Chancen und Risiken zugleich. Zunächst einmal entstehen durch eine Überbauung der installierten Leistung höhere Investitionskosten für den Entwickler. Diese gestiegenen Kosten müssen über die Winderträge auf der jeweiligen Fläche finanziert werden. Grundsätzlich ist es möglich, diese Maßnahme umzusetzen, jedoch sollte kein pauschaler Überbauungswert für alle Flächen festgelegt werden. Der Grad der Überbauung muss flächenspezifisch betrachtet werden und hängt von einigen Faktoren ab. So sind u.a.
• der Flächenzuschnitt,
• die vorherrschenden Windgeschwindigkeiten,
• die Volllaststunden,
• die installierten Turbinen und
• der Strompreis
zu berücksichtigen. Daher sprechen wir uns gegen eine gesetzlich geregelte pauschale “ÜberbauungsQuote” aus. Wir möchten an dieser Stelle auf eine laufende Studie des Bundesverband Windenergie Offshore e.V. in Kooperation mit Frontier Economics verweisen, die sich dem Thema „Überbauung“ in der Nordsee annimmt. Die Ergebnisse werden vor Veröffentlichung des zweiten Entwurfs zum Netzentwicklungsplan 2037/2045 vorliegen und können gerne persönlich präsentiert und diskutiert werden.
Eine Überbauung der installierten Leistung muss wirtschaftlich tragbar für Entwickler ebenso wie für die Übertragungsnetzbetreiber sein. Aus betriebswirtschaftlicher Sicht ist eine Überbauung sinnvoll, um Verluste im Windparknetz und Nichtverfügbarkeiten von Windturbinen zu kompensieren. Das Verhältnis sollte jedoch nicht mehr als 10 % betragen. Eine Überbauung ist nur dann wirtschaftlich umsetzbar, wenn sichergestellt wird, dass sämtliche produzierte Energie über das ONAS abgeführt werden kann. Hier möchten wir auf die Maßnahme 3 „Prüfung von technischen Potenzialen innerhalb der ONAS zur Steigerung der Übertragungsleistung“ verweisen. Solange die uneingeschränkte Übertragung der erzeugten Energie sichergestellt ist, ist auch eine verpflichtende Überbauung nicht kritisch zu betrachten. Sofern eine uneingeschränkte Übertragung der erzeugten Energie nicht sichergestellt werden kann, wäre eine finanzielle oder bilanzielle Entschädigung erforderlich, um die höheren Investitionskosten, die im Zuge einer Überbauung auftreten, ausgleichen zu können. Eine finanzielle Entschädigung geht mit einem hohen Aufwand einher. Daher wäre ein bilanzieller Ausgleich (analog zum Redispatch) die bessere Alternative. Des Weiteren regen wir an, die Art der Überbauung zu diskutieren. Zu klären ist, ob zwingend mehr Turbinen auf einer Fläche installiert werden müssen oder ob man die zusätzliche Leistung über einen sogenannten „Power Boost“ in den Turbinen erreicht. Dabei kann unter bestimmten Bedingungen eine Leistungserhöhung von ca. 5% erzielt werden.
Maßnahme 3: Prüfung von technischen Potenzialen innerhalb der ONAS zur Steigerung der Übertragungsleistung
Wir begrüßen die Prüfung einer temporären Steigerung der Übertragungsleistung der ONAS. Gleichzeitig unterstützen wir den Hinweis, dass selbst wenn durch die genannten Maßnahmen die Einhaltung der maximal zulässigen Temperaturerhöhung möglich erscheint, die veränderten Betriebstemperaturprofile der Kabel zu berücksichtigen sind. In diesem Zusammenhang müssen die Auswirkungen auf die Meeresumwelt sowie die Anwendbarkeit des 2-K-Kriteriums anhand einer wissenschaftlichen Studie untersucht und anschließend erneut bewertet werden.
Kapitel 7.3 Interkonnektor-Projekte im NEP 2037/2045 (2025)
Eine Weiterentwicklung der grenzüberschreitenden Vernetzung im europäischen Verbundnetz erachten wir als zentralen Faktor für einen effizienten Ausbau der Offshore-Windenergie. Wir befürworten eine verstärkte europäische Denkweise ausdrücklich.
Hinsichtlich der Tabelle 30: Übersicht der im NEP 2037/2045 (2025) zu prüfenden Interkonnektoren stellen wir uns jedoch die Frage, aus welchen Gründen die Projekte Hansa PowerBridge 1 sowie Hansa PowerBridge 2 aufgeführt werden. Auf der ENTSO-e TYNDP-Website wird das Projekt Hansa PowerBridge 1 so dargestellt, als ob es nicht weiter fortgesetzt wird, da ein Antrag auf eine Konzession von der schwedischen Regierung abgelehnt wurde. Aus diesem Umstand ergibt sich die Frage, aus welchen Gründen die Projekte als zu prüfende Interkonnektoren im vorliegenden Entwurf aufgeführt werden.
(2025)
Hamburg, den 09.01.2026
Orsted Germany GmbH
Stellungnahme zum 1. Entwurf des Netzentwicklungsplans 2037/2045
Sehr geehrte Damen und Herren,
wir nehmen Bezug auf die öffentliche Konsultation zum ersten Entwurf des Netzentwicklungsplans 2037/2045 vom 10.12.2025 und bedanken uns für die Gelegenheit, Stellung zu beziehen.
Kapitel 1.1 Die Rolle der Übertragungsnetzbetreiber
Wir begrüßen die intensive Zusammenarbeit von Übertragungs- sowie Verteilnetzbetreibern bei der Erstellung der Netzentwicklungspläne. Ebenso begrüßen wir die Absicht der Übertragungsnetzbetreiber, Erkenntnisse der Verteilnetzbetreiber aus dem laufenden Netzausbauplan-Prozess im Szenariorahmen des nächsten NEP im Jahr 2027 aufzugreifen. In diesem Zusammenhang möchten wir jedoch anmerken, dass es wünschenswert wäre, explizite Quellenangaben oder direkte Links zu den jeweiligen Netzentwicklungsplänen der Verteilnetzbetreiber in den weiteren Entwürfen anzugeben, damit zugrundeliegende Erkenntnisse besser nachvollzogen werden können.
Kapitel 4.4.1 Wesentliche primärtechnische DC-Technologien im zukünftigen Übertragungsnetz
Für die Abwägung zum Einsatz von HVDC-Freileitungen gegenüber HVDC-Erdkabeln möchten wir für die weitere Betrachtung folgende Rückfragen stellen und bitten, diese zu berücksichtigen:
• Welche Erfahrungen mit HVDC-Freileitungen außerhalb Deutschlands werden im weiteren Verlauf der Erstellung des Netzentwicklungsplans 2037/2045 berücksichtigt und welche Schlussfolgerungen werden daraus gezogen?
• Welche Akzeptanzprobleme werden bei dem zukünftigen Einsatz von HVDC-Freileitungen erwartet und wie sollen diese gelöst werden? Wird als mögliche Lösung erwogen, Teilstrecken als HVDC-Erdkabel auszuführen, so wie es beispielsweise derzeit bereits mit Drehstromfreileitungen praktiziert wird?
• Bitte beurteilen Sie den Einfluss auf Planungs- und Genehmigungsverfahren. Aus Sicht der Anschlussnehmer und Netzkunden ist es zwingend erforderlich, dass der Netzausbau zeitgerecht erfolgt. Welche Maßnahmen sind geplant, um einen zeitlichen Verzug des Netzausbaus aufgrund des Einsatzes von HVDC-Freileitungen zu vermeiden?
Kapitel 5.2.1 Offshore-Optimierungsmaßnahmen
Wir begrüßen die Anregung einer Diskussion über mögliche konkrete Kostenoptimierungsmaßnahmen für Offshore-Netzanbindungen. Die folgenden im Rahmen des Netzentwicklungsplans geprüften Maßnahmen
1. Neuzuschnitt der Flächen
2. Verbindliche Überbauung
3. Prüfung technischer Reserven
erachten wir grundsätzlich als zielführende Mittel zur Erreichung einer Effizienzsteigerung und möchten nachfolgend näher auf die zuvor genannten Punkte eingehen.
Maßnahme 1: Neuzuschnitt von Flächen für Offshore-Windenergie zur Reduktion der Leistungsdichte und von Abschattungseffekten zur Steigerung der Effizienz von OWP und ONAS
Ein Neuzuschnitt der Flächen mit einer einhergehenden Reduktion der Leistungsdichte stellt eine zentrale Optimierungsmaßnahme dar. Offshore-Windparks erreichen weltweit durchschnittlich rund 4.000 Volllaststunden (VLS); an besonders ertragreichen Standorten sind sogar bis zu 5.000 VLS möglich. Die Nordsee zählt zu den windstärksten Regionen weltweit. Dennoch erzielen in der deutschen Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) entwickelte Offshore-Windparks in den letzten Jahren im Mittel nur etwa 3.000 VLS, in Einzelfällen sogar lediglich 2.400 VLS und stellen somit lediglich teure Onshore-Äquivalente dar. Höhere Volllaststunden verbessern die Kosteneffizienz von Offshore-Windparks deutlich – sowohl beim Ausbau als auch bei den langfristigen Stromkosten für den Wirtschaftsstandort Deutschland. Um künftig wieder einen Zielwert von 4.000 Volllaststunden zu erreichen, ist eine Reduzierung der Leistungsdichte erforderlich: von derzeit rund 9 MW pro km² auf etwa 5 MW pro km². Darüber hinaus halten wir einen Ausbaupfad von 60 GW in der deutschen AWZ für ein realistisches Szenario, auf dessen Grundlage eine sinnvolle und belastbare Flächenoptimierung erfolgen kann. Ergänzend können weitere 10 GW aus Anrainerstaaten an das deutsche Stromnetz angebunden werden. Auf Flächen mit vermeintlich hohen Volllaststunden wird nicht zwangsläufig eine höhere Stromerzeugung erzielt, sofern eine dichte Bebauung zu Verschattungseffekten führt und dadurch die Winderträge reduziert werden. Vor diesem Hintergrund ist es erforderlich, bei der Flächenausweisung auch verschattungsoptimierte Standorte systematisch zu berücksichtigen. Wir begrüßen daher die Aufnahme des N-5-Clusters in den Netzentwicklungsplan ausdrücklich und sehen in diesem Gebiet ein sehr hohes Potenzial für die Offshore-Optimierung. Das Cluster N-5 weist mit deutlich über 10 m/s sehr hohe durchschnittliche Windgeschwindigkeiten auf und ermöglicht, aufgrund der nicht abgeschatteten Lage, hohe Volllaststunden im Bereich von 4.000/Jahr. Im vorliegenden Entwurf wird N-5 jedoch aufgrund der aktuell vorgesehenen zeitlichen Reihung (Nachnutzung) nicht detaillierter betrachtet und lediglich das Potenzial des Gebiets „Doggerbank“ positiv hervorgehoben, welches sich hinsichtlich Volllaststunden in vergleichbaren Größenordnungen wie N-5 bewegt. N-5 bringt jedoch deutliche Vorteile hinsichtlich der Küstennahe mit sich. Wir regen daher aus folgenden Gründen an, auch N-5 in die Planung der nächsten Auktionen für eine vorzeitige Nutzung einzubeziehen und nicht erst als Cluster zur Nachnutzung mit Netzanschlüssen in den Jahren 2044 vorzusehen. Die zeitliche Reihung sollte insbesondere vor dem Hintergrund der Kostenoptimierung und Effizienz als auch im Hinblick auf die Umtrassierung der LanWin7 sowohl im Netzentwicklungsplan als auch nachfolgend im Flächenentwicklungsplan neu bewertet werden.
Quelle: Bericht der Übertragungsnetzbetreiber zur Alternativen-Prüfung zur Umgehung des Artillerieschießgebietes Nordsee, 30.04.2025, S. 34
Im Detail:
1) Aus volkswirtschaftlicher Sicht bietet eine zeitlich vorgezogene Ausweisung des N-5-Clusters für die Nutzung von Offshore-Windenergie ein hohes Potenzial für Kosteneinsparungen gegenüber der Ausweisung von Flächen in den Clustern 12,13 sowie 14. Hohe Erträge in Kombination mit einer küstennahen Netzanbindung können die Ausbaukosten erheblich senken. Wir möchten in diesem Zusammenhang anmerken, dass die Grenzen des N-5 Clusters jedoch bei einer früheren zeitlichen Reihung überarbeitet werden sollten. Im aktuellen Zuschnitt wären die Grenzen des Clusters nicht deckungsgleich mit den Grenzen des bestehenden Offshore-Windparks „Sandbank“. Ein Teil des Windparks würde außerhalb des Clusters liegen. Wir regen an, dass die Grenzen des N-5-Clusters auf die Grenzen des Offshore-Windparks „Sandbank“ ausgeweitet werden, damit zwischen ausgewiesenen Clustern und installierten Kapazitäten keine Abweichungen vorliegen.
2) Des Weiteren regen wir an, den geplanten Trassenverlauf für die Netzanbindung des N-5Clusters sowohl im Offshore- als auch im Onshore-Bereich erneut zu prüfen. Durch einen küstennahen Netzanschluss idealerweise im Norden (Suchraum Pöschendorf) würden sich erhebliche Kosteneinsparungen für die DC-Kabel ergeben. Eine kürzere DC-Netzanbindung hätte zudem auch einen positiven Effekt auf die Verfügbarkeit der Netzanbindungssysteme. Die Ausfallwahrscheinlichkeit würde reduziert werden. Vor dem Hintergrund der aktuellen Herausforderungen in der Branche und dem Ziel der Offshore-Optimierung sollte auch die zeitliche Reihung der Netzanschlüsse neu bewertet werden.
Maßnahme 2: Verbindliche Überbauung der installierten Leistung der OWP im Verhältnis zur Übertragungsleistung der ONAS
Eine verbindliche Überbauung der installierten Leistung im Verhältnis zur Übertragungsleistung der ONAS bietet Chancen und Risiken zugleich. Zunächst einmal entstehen durch eine Überbauung der installierten Leistung höhere Investitionskosten für den Entwickler. Diese gestiegenen Kosten müssen über die Winderträge auf der jeweiligen Fläche finanziert werden. Grundsätzlich ist es möglich, diese Maßnahme umzusetzen, jedoch sollte kein pauschaler Überbauungswert für alle Flächen festgelegt werden. Der Grad der Überbauung muss flächenspezifisch betrachtet werden und hängt von einigen Faktoren ab. So sind u.a.
• der Flächenzuschnitt,
• die vorherrschenden Windgeschwindigkeiten,
• die Volllaststunden,
• die installierten Turbinen und
• der Strompreis
zu berücksichtigen. Daher sprechen wir uns gegen eine gesetzlich geregelte pauschale “ÜberbauungsQuote” aus. Wir möchten an dieser Stelle auf eine laufende Studie des Bundesverband Windenergie Offshore e.V. in Kooperation mit Frontier Economics verweisen, die sich dem Thema „Überbauung“ in der Nordsee annimmt. Die Ergebnisse werden vor Veröffentlichung des zweiten Entwurfs zum Netzentwicklungsplan 2037/2045 vorliegen und können gerne persönlich präsentiert und diskutiert werden.
Eine Überbauung der installierten Leistung muss wirtschaftlich tragbar für Entwickler ebenso wie für die Übertragungsnetzbetreiber sein. Aus betriebswirtschaftlicher Sicht ist eine Überbauung sinnvoll, um Verluste im Windparknetz und Nichtverfügbarkeiten von Windturbinen zu kompensieren. Das Verhältnis sollte jedoch nicht mehr als 10 % betragen. Eine Überbauung ist nur dann wirtschaftlich umsetzbar, wenn sichergestellt wird, dass sämtliche produzierte Energie über das ONAS abgeführt werden kann. Hier möchten wir auf die Maßnahme 3 „Prüfung von technischen Potenzialen innerhalb der ONAS zur Steigerung der Übertragungsleistung“ verweisen. Solange die uneingeschränkte Übertragung der erzeugten Energie sichergestellt ist, ist auch eine verpflichtende Überbauung nicht kritisch zu betrachten. Sofern eine uneingeschränkte Übertragung der erzeugten Energie nicht sichergestellt werden kann, wäre eine finanzielle oder bilanzielle Entschädigung erforderlich, um die höheren Investitionskosten, die im Zuge einer Überbauung auftreten, ausgleichen zu können. Eine finanzielle Entschädigung geht mit einem hohen Aufwand einher. Daher wäre ein bilanzieller Ausgleich (analog zum Redispatch) die bessere Alternative. Des Weiteren regen wir an, die Art der Überbauung zu diskutieren. Zu klären ist, ob zwingend mehr Turbinen auf einer Fläche installiert werden müssen oder ob man die zusätzliche Leistung über einen sogenannten „Power Boost“ in den Turbinen erreicht. Dabei kann unter bestimmten Bedingungen eine Leistungserhöhung von ca. 5% erzielt werden.
Maßnahme 3: Prüfung von technischen Potenzialen innerhalb der ONAS zur Steigerung der Übertragungsleistung
Wir begrüßen die Prüfung einer temporären Steigerung der Übertragungsleistung der ONAS. Gleichzeitig unterstützen wir den Hinweis, dass selbst wenn durch die genannten Maßnahmen die Einhaltung der maximal zulässigen Temperaturerhöhung möglich erscheint, die veränderten Betriebstemperaturprofile der Kabel zu berücksichtigen sind. In diesem Zusammenhang müssen die Auswirkungen auf die Meeresumwelt sowie die Anwendbarkeit des 2-K-Kriteriums anhand einer wissenschaftlichen Studie untersucht und anschließend erneut bewertet werden.
Kapitel 7.3 Interkonnektor-Projekte im NEP 2037/2045 (2025)
Eine Weiterentwicklung der grenzüberschreitenden Vernetzung im europäischen Verbundnetz erachten wir als zentralen Faktor für einen effizienten Ausbau der Offshore-Windenergie. Wir befürworten eine verstärkte europäische Denkweise ausdrücklich.
Hinsichtlich der Tabelle 30: Übersicht der im NEP 2037/2045 (2025) zu prüfenden Interkonnektoren stellen wir uns jedoch die Frage, aus welchen Gründen die Projekte Hansa PowerBridge 1 sowie Hansa PowerBridge 2 aufgeführt werden. Auf der ENTSO-e TYNDP-Website wird das Projekt Hansa PowerBridge 1 so dargestellt, als ob es nicht weiter fortgesetzt wird, da ein Antrag auf eine Konzession von der schwedischen Regierung abgelehnt wurde. Aus diesem Umstand ergibt sich die Frage, aus welchen Gründen die Projekte als zu prüfende Interkonnektoren im vorliegenden Entwurf aufgeführt werden.