| Germanwatch e.V. | NEP
Stellungnahme zum Netzentwicklungsplan Strom 2037 mit Ausblick 2045, Version 2025, Erster Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber
Der zügige Umbau des Energiesystems ist unabdingbar, um die deutschen Klimaziele zu erreichen. Darüber hinaus ermöglicht eine schnelle Elektrifizierung eine Reduktion von geopolitischen Abhängigkeiten und ist langfristig in den allermeisten Bereichen die kosteneffizienteste DekarbonisierungsOption. Dafür ist der Ausbau des Stromnetzes in Deutschland und Europa zwingend notwendig. Die Planungen dafür sollten integriert mit den Planungen für weitere Energienetze, wie Gas-, Wasserstoff- und Wärmenetze, erfolgen und Effizienz-, Speicher- und Flexibilitätsmaßnahmen so frühzeitig wie möglich berücksichtigen.
Wie bereits der Netzentwicklungsplan Strom (NEP) Version 2023 weist der vorliegende NEP hier Lücken auf. Wir weisen daher erneut darauf hin, dass es gesetzlicher und regulatorischer Anpassungen bedarf, um diese Lücken zu adressieren und auf eine bessere Integration der Planungen hinzuwirken.
Die Systementwicklungsstategie (SES) als Prozess bietet hier einen wichtigen Ansatz.
Strombedarfsprognosen und notwendige Elektrifizierung
Im Vergleich zum vorangegangenen NEP geht der vorliegende Entwurf von einem geringeren Anstieg des Stromverbrauchs und höherer Wasserstoffimportmenge aus (S. 20). Ein solches Szenario mit entsprechend geringerer Elektrifizierung ist eine große Hürde für das kostengünstige Erreichen der gesetzlichen Klimaziele. Elektrifizierung ist der effizienteste und kostengünstigste Pfad zur Dekarbonisierung von Sektoren wie Verkehr und Wärme, die aktuell deutlich hinter ihren Zielen zurückbleiben, sowie große Teile der Industrie. Die im NEP zugrundegelegte Entwicklung ist somit weder für ein effizientes und kostengünstiges Gesamtsystem noch zum Erreichen der gesetzlich vorgeschriebenen Klimaneutralität bis 2045 vorteilhaft.
In Bezug auf die anzunehmende Entwicklung des Strombedarfs schließt u.a. das vom BMWE beauftragte Energiewendemonitoring, dass sowohl das Erreichen der Klimaziele als auch der Erhalt der Industriestruktur innerhalb der betrachteten Studien mit höheren Strombedarfen einhergeht1. Ein geringerer Anstieg des Strombedarfs würde es zwar erleichtern, innerhalb des Energiesektors die Ziele Bezahlbarkeit, Versorgungssicherheit und Nachhaltigkeit miteinander zu vereinbaren, doch die Transformation weiterer Sektoren erfordert Sektorenkopplung und Elektrifizierung, die mit einem deutlichen Anstieg des Strombedarfs einhergeht2. Aus Sicht von Germanwatch sollte dies bei der Bewertung der NEP-Szenarien stärker berücksichtigt werden und neben der Betrachtung des Stromsystems auch die Wechselwirkungen mit anderen Sektoren stärker in die Bewertung der Szenarien einfließen. Denn für die gesamte Volkswirtschaft würde die ausbleibende Elektrifizierung mit weniger Stromnetzen und mehr Wasserstoffimporten in mittleren und langen Fristen zu deutlich höheren Kosten führen. Die für Szenario A benötigten Mengen sind bisher nicht verfügbar und damit mit großen Unsicherheiten behaftet. Dies sollte über die reine Betrachtung der Kosten des Stromnetzausbaus hinaus bei der Bewertung der Szenarien berücksichtigt werden.
EWI & BET 2025: Energiewende. Effizient. Machen. - Monitoringbericht zum Start der 21. Legislaturperiode, im Auftrag des Bumdesministeriums fpr Wirtschaft und Energie.
2 epico & Aurora Energy Research 2025: Zukunftssichere Maßnahmen für die Energiewende: 5 Leitlinien zum Energiewendemonitoring, online unter: https://epico.org/de/veroeffentlichungen/zukunftssichere-massnahmen-fuer-die-energiewende-5-leitlinien-zum-energiewendemonitoring, S. 8f.
1
Höherer Einbezug von Flexibilisierungs- und Einsparpotenzialen
Aus Kosten- und Effizienzgründen sollten Flexibilitäten sowohl im künftigen Stromsystem als auch bei der Modellierung im NEP stärker einfließen und der Zubau teurer Gaskraftwerke auf das absolut notwendige Maß begrenzt werden. Vor diesem Hintergrund ist zu begrüßen, dass der vorliegende NEP Flexibilitätspotenziale in die Planungen einbezieht. Hervorzuheben sind hier u.a der Einsatz von Großbatterien, Flexibilisierung auf Seiten von Haushalten und der Industrie. Fraglich sind aber die im NEP angenommenen Bedarfe für Reservekraftwerke. Wie eine kürzlich erschienene Studie des Reiner Lemoine Instituts zeigt, lassen sich durch den Einsatz von Flexibilitäten im Energiesystem sowohl die Einsatzstunden als auch die Stromerzeugung durch gasbetriebene Kraftwerke deutlich reduzieren3. Auch EPICO und Aurora Energy Research kommen zu dem Schluss, dass der Zubau von mehr Flexibilitäten wie u.a. Batteriespeichern den Strompreis deutlich verringern und negative Preisstunden reduzieren würde und eine bessere Integration von Speichern in das Stromsystem die Gesamtkosten reduzieren würde4. Weitere Effizienzpotenziale können u.a. durch Überbauung gehoben werden. Aus dieser Sicht ist zu begrüßen, dass der vorliegende NEP diese Option explizit einbezieht. Weitere technische Optionen zur Begrenzung des Netzausbaubedarfs bei gleichzeitig möglichst hoher Nutzung produzierter Erneuerbarer Energie sollten als Optionen evaluiert werden, wie die kombinierte Anbindung von Offshore-Windparks an Stromleitungen und Wasserstoffleitung mit Elektrolyseur. Auch wenn die rechtlichen Grundlagen für die kombinierte Anbindung im Rahmen des WindSeeG noch geschaffen werden muss und der zugehörige Flächenentwicklungsplan einer Anpassung bedarf, sollte der NEP bzw. der zugrundeliegende Szenariorahmen zumindest perspektivisch die kombinierte Anbindung als eine Option mit betrachten, da diese nach einer aktuelle Studie von frontier economics zu signifikanten Kosteneinsparungen und erhöhter Flexibilität führen kann5.
Bedarf an integrierter Energiesystemplanung
Im vorliegenden Entwurf wird auch deutlich, dass es noch weiterer Koordinierung zwischen dem NEP Strom und dem NEP Gas bedarf. Das betrifft vor allem die Modellierung der regionalen Verortung und Leistung von Wasserstoff-Elektrolyseuren. Hier wird, über bereits projektierte Leistungen hinaus, nur die Stromnetzdienlichkeit, aber nicht die Verfügbarkeit von Wasserstoffleitungen einbezogen (S. 37). Hier sollte eine stärkere Integration der Planungen erfolgen und dabei wichtige Standortfaktoren wie die Verfügbarkeit von Erneuerbaren Energien und Wasser sowie Naturschutzbelange berücksichtigt werden.
Bei der Modellierung wird darüber hinaus angenommen, dass Elektrolyseure nur dann laufen, wenn sie Wasserstoff produzieren, der günstiger ist als der Preis von Erdgas plus CO2-Preis. In der Folge wird eine Produktion nur bei sehr niedrigem Strompreisen angenommen (S. 38). Das ignoriert zum einen die Anforderungen, u.a. im Rahmen von bestehenden Förderprogrammen, für die Industrie zur Umstellung auf grünen Wasserstoff, unabhängig vom Wasserstoff-Gas-Preisverhältnis. Zum anderen würde die politisch diskutierte Stärkung des Wasserstoff-Hochlaufs einen starken Einfluss auf dieses Preisverhältnis haben bzw. zu einer Nachfrage auch bei einem Wasserstoffpreis, der das angenommene Niveau übersteigt, führen. Daher bedarf es hier Sensitivitätsbetrachtungen, die den Einfluss von Subventionen und anderen Faktoren wie die Stromnetzdienlichkeit der verschiedenen Optionen mit einbeziehen.
Um realitätsnah und effizient zu erfolgen, müssen die Planungen von unterschiedlichen Arten von Energienetzen auf einer gemeinsamen Grundlage fußen. Mit der SES gibt es dafür ein geeignetes Forum, das jedoch besser regulatorisch und zeitlich mit den Prozessen zur Netzplanung verschnitten werden muss.
CCS an Gas-Kraftwerken
Im vorliegenden NEP wird aus Sicht von Germanwatch die Abscheidung und Speicherung von CO2Emissionen (CCS) an Gaskraftwerken als Option deutlich überbewertet. Sowohl aus Kosten- als auch aus Klimaschutzaspekten sind Backup-Kraftwerke, die mit grünem Wasserstoff betrieben werden, die bessere Alternative.
Zudem ergeben sich Fragen der Konsistenz: Bei der Modellierung für 2045 ist in allen Szenarien „eine vollständige Versorgung der deutschen Gaskraftwerke mit Wasserstoff vorgesehen“ (S.47). Obwohl also ab 2045 kein CCS an Erdgaskraftwerken mehr erwartet wird, wird jedoch für 2037 in Szenario A „der Einsatz von CCS zur Begrenzung der Emissionen aus der Verfeuerung von Erdgas unterstellt, wobei Auswirkungen auf technische Eigenschaften und ihre Grenzkosten in der Modellierung vernachlässigt werden“ (ibid.). Diese Annahme erscheint uns als widersprüchlich, da sie voraussetzt, CAPEXintensive CCS-Technologie, die bisher weltweit nicht skaliert eingesetzt worden ist, für einen Zeitraum von maximal 15 Jahren zu bauen und einzusetzen, um sie dann in 2045 stillzulegen und durch Wasserstoff-Kraftwerke zu ersetzen. Das scheint als Vorgehen sehr ineffizient und teuer. Mit Blick auf Unsicherheiten und Bottlenecks ist CCS nach der derzeitigen Kenntnislage keine kurzfristig verfügbare oder kostengünstige Option zur Dekarbonisierung von Gaskraftwerken6.
Darüber hinaus sollten keineswegs die „Auswirkungen auf technische Eigenschaften und ihre Grenzkosten in der Modellierung vernachlässigt werden“. Die angenommene Nutzung von CCS an Erdgaskraftwerken würde sowohl technische Einschränkungen mit sich führen als auch die Grenzkosten der Kraftwerke beeinflussen und diese Effekte sollten dringend in der Modellierung berücksichtigt werden. Auch die Nachrüstbarkeit von Gaskraftwerken mit CCS sowie die Eignung von Gaskraftwerken mit CCS als Backup in einem nahezu vollständig von flexiblen Erneuerbaren, Speichern und Flexibilitätsoptionen getragenen Stromsystem muss dringend mitbetrachtet werden.
Kontakt:
Lena Kolle (lena.kolle@germanwatch.org)
Referentin für Energiepolitik, Stromnetze und Beteiligungsprozesse
Dr. Simon Schreck (schreck@germanwatch.org)
Referent für Wasserstoff und Klimaneutralität
Germanwatch e.V.
Stresemannstraße 72
10963 Berlin
siehe auch: Schreck, S., Wolf, S., 2025, CCS an Gaskraftwerken – Gefahren, Kosten und Bottlenecks. Und wie grüner Wasserstoff Resilienz, Wertschöpfung und Systemintegration stärken kann., online unter: https://www.germanwatch.org/de/node/93246
6
3
Der zügige Umbau des Energiesystems ist unabdingbar, um die deutschen Klimaziele zu erreichen. Darüber hinaus ermöglicht eine schnelle Elektrifizierung eine Reduktion von geopolitischen Abhängigkeiten und ist langfristig in den allermeisten Bereichen die kosteneffizienteste DekarbonisierungsOption. Dafür ist der Ausbau des Stromnetzes in Deutschland und Europa zwingend notwendig. Die Planungen dafür sollten integriert mit den Planungen für weitere Energienetze, wie Gas-, Wasserstoff- und Wärmenetze, erfolgen und Effizienz-, Speicher- und Flexibilitätsmaßnahmen so frühzeitig wie möglich berücksichtigen.
Wie bereits der Netzentwicklungsplan Strom (NEP) Version 2023 weist der vorliegende NEP hier Lücken auf. Wir weisen daher erneut darauf hin, dass es gesetzlicher und regulatorischer Anpassungen bedarf, um diese Lücken zu adressieren und auf eine bessere Integration der Planungen hinzuwirken.
Die Systementwicklungsstategie (SES) als Prozess bietet hier einen wichtigen Ansatz.
Strombedarfsprognosen und notwendige Elektrifizierung
Im Vergleich zum vorangegangenen NEP geht der vorliegende Entwurf von einem geringeren Anstieg des Stromverbrauchs und höherer Wasserstoffimportmenge aus (S. 20). Ein solches Szenario mit entsprechend geringerer Elektrifizierung ist eine große Hürde für das kostengünstige Erreichen der gesetzlichen Klimaziele. Elektrifizierung ist der effizienteste und kostengünstigste Pfad zur Dekarbonisierung von Sektoren wie Verkehr und Wärme, die aktuell deutlich hinter ihren Zielen zurückbleiben, sowie große Teile der Industrie. Die im NEP zugrundegelegte Entwicklung ist somit weder für ein effizientes und kostengünstiges Gesamtsystem noch zum Erreichen der gesetzlich vorgeschriebenen Klimaneutralität bis 2045 vorteilhaft.
In Bezug auf die anzunehmende Entwicklung des Strombedarfs schließt u.a. das vom BMWE beauftragte Energiewendemonitoring, dass sowohl das Erreichen der Klimaziele als auch der Erhalt der Industriestruktur innerhalb der betrachteten Studien mit höheren Strombedarfen einhergeht1. Ein geringerer Anstieg des Strombedarfs würde es zwar erleichtern, innerhalb des Energiesektors die Ziele Bezahlbarkeit, Versorgungssicherheit und Nachhaltigkeit miteinander zu vereinbaren, doch die Transformation weiterer Sektoren erfordert Sektorenkopplung und Elektrifizierung, die mit einem deutlichen Anstieg des Strombedarfs einhergeht2. Aus Sicht von Germanwatch sollte dies bei der Bewertung der NEP-Szenarien stärker berücksichtigt werden und neben der Betrachtung des Stromsystems auch die Wechselwirkungen mit anderen Sektoren stärker in die Bewertung der Szenarien einfließen. Denn für die gesamte Volkswirtschaft würde die ausbleibende Elektrifizierung mit weniger Stromnetzen und mehr Wasserstoffimporten in mittleren und langen Fristen zu deutlich höheren Kosten führen. Die für Szenario A benötigten Mengen sind bisher nicht verfügbar und damit mit großen Unsicherheiten behaftet. Dies sollte über die reine Betrachtung der Kosten des Stromnetzausbaus hinaus bei der Bewertung der Szenarien berücksichtigt werden.
EWI & BET 2025: Energiewende. Effizient. Machen. - Monitoringbericht zum Start der 21. Legislaturperiode, im Auftrag des Bumdesministeriums fpr Wirtschaft und Energie.
2 epico & Aurora Energy Research 2025: Zukunftssichere Maßnahmen für die Energiewende: 5 Leitlinien zum Energiewendemonitoring, online unter: https://epico.org/de/veroeffentlichungen/zukunftssichere-massnahmen-fuer-die-energiewende-5-leitlinien-zum-energiewendemonitoring, S. 8f.
1
Höherer Einbezug von Flexibilisierungs- und Einsparpotenzialen
Aus Kosten- und Effizienzgründen sollten Flexibilitäten sowohl im künftigen Stromsystem als auch bei der Modellierung im NEP stärker einfließen und der Zubau teurer Gaskraftwerke auf das absolut notwendige Maß begrenzt werden. Vor diesem Hintergrund ist zu begrüßen, dass der vorliegende NEP Flexibilitätspotenziale in die Planungen einbezieht. Hervorzuheben sind hier u.a der Einsatz von Großbatterien, Flexibilisierung auf Seiten von Haushalten und der Industrie. Fraglich sind aber die im NEP angenommenen Bedarfe für Reservekraftwerke. Wie eine kürzlich erschienene Studie des Reiner Lemoine Instituts zeigt, lassen sich durch den Einsatz von Flexibilitäten im Energiesystem sowohl die Einsatzstunden als auch die Stromerzeugung durch gasbetriebene Kraftwerke deutlich reduzieren3. Auch EPICO und Aurora Energy Research kommen zu dem Schluss, dass der Zubau von mehr Flexibilitäten wie u.a. Batteriespeichern den Strompreis deutlich verringern und negative Preisstunden reduzieren würde und eine bessere Integration von Speichern in das Stromsystem die Gesamtkosten reduzieren würde4. Weitere Effizienzpotenziale können u.a. durch Überbauung gehoben werden. Aus dieser Sicht ist zu begrüßen, dass der vorliegende NEP diese Option explizit einbezieht. Weitere technische Optionen zur Begrenzung des Netzausbaubedarfs bei gleichzeitig möglichst hoher Nutzung produzierter Erneuerbarer Energie sollten als Optionen evaluiert werden, wie die kombinierte Anbindung von Offshore-Windparks an Stromleitungen und Wasserstoffleitung mit Elektrolyseur. Auch wenn die rechtlichen Grundlagen für die kombinierte Anbindung im Rahmen des WindSeeG noch geschaffen werden muss und der zugehörige Flächenentwicklungsplan einer Anpassung bedarf, sollte der NEP bzw. der zugrundeliegende Szenariorahmen zumindest perspektivisch die kombinierte Anbindung als eine Option mit betrachten, da diese nach einer aktuelle Studie von frontier economics zu signifikanten Kosteneinsparungen und erhöhter Flexibilität führen kann5.
Bedarf an integrierter Energiesystemplanung
Im vorliegenden Entwurf wird auch deutlich, dass es noch weiterer Koordinierung zwischen dem NEP Strom und dem NEP Gas bedarf. Das betrifft vor allem die Modellierung der regionalen Verortung und Leistung von Wasserstoff-Elektrolyseuren. Hier wird, über bereits projektierte Leistungen hinaus, nur die Stromnetzdienlichkeit, aber nicht die Verfügbarkeit von Wasserstoffleitungen einbezogen (S. 37). Hier sollte eine stärkere Integration der Planungen erfolgen und dabei wichtige Standortfaktoren wie die Verfügbarkeit von Erneuerbaren Energien und Wasser sowie Naturschutzbelange berücksichtigt werden.
Bei der Modellierung wird darüber hinaus angenommen, dass Elektrolyseure nur dann laufen, wenn sie Wasserstoff produzieren, der günstiger ist als der Preis von Erdgas plus CO2-Preis. In der Folge wird eine Produktion nur bei sehr niedrigem Strompreisen angenommen (S. 38). Das ignoriert zum einen die Anforderungen, u.a. im Rahmen von bestehenden Förderprogrammen, für die Industrie zur Umstellung auf grünen Wasserstoff, unabhängig vom Wasserstoff-Gas-Preisverhältnis. Zum anderen würde die politisch diskutierte Stärkung des Wasserstoff-Hochlaufs einen starken Einfluss auf dieses Preisverhältnis haben bzw. zu einer Nachfrage auch bei einem Wasserstoffpreis, der das angenommene Niveau übersteigt, führen. Daher bedarf es hier Sensitivitätsbetrachtungen, die den Einfluss von Subventionen und anderen Faktoren wie die Stromnetzdienlichkeit der verschiedenen Optionen mit einbeziehen.
Um realitätsnah und effizient zu erfolgen, müssen die Planungen von unterschiedlichen Arten von Energienetzen auf einer gemeinsamen Grundlage fußen. Mit der SES gibt es dafür ein geeignetes Forum, das jedoch besser regulatorisch und zeitlich mit den Prozessen zur Netzplanung verschnitten werden muss.
CCS an Gas-Kraftwerken
Im vorliegenden NEP wird aus Sicht von Germanwatch die Abscheidung und Speicherung von CO2Emissionen (CCS) an Gaskraftwerken als Option deutlich überbewertet. Sowohl aus Kosten- als auch aus Klimaschutzaspekten sind Backup-Kraftwerke, die mit grünem Wasserstoff betrieben werden, die bessere Alternative.
Zudem ergeben sich Fragen der Konsistenz: Bei der Modellierung für 2045 ist in allen Szenarien „eine vollständige Versorgung der deutschen Gaskraftwerke mit Wasserstoff vorgesehen“ (S.47). Obwohl also ab 2045 kein CCS an Erdgaskraftwerken mehr erwartet wird, wird jedoch für 2037 in Szenario A „der Einsatz von CCS zur Begrenzung der Emissionen aus der Verfeuerung von Erdgas unterstellt, wobei Auswirkungen auf technische Eigenschaften und ihre Grenzkosten in der Modellierung vernachlässigt werden“ (ibid.). Diese Annahme erscheint uns als widersprüchlich, da sie voraussetzt, CAPEXintensive CCS-Technologie, die bisher weltweit nicht skaliert eingesetzt worden ist, für einen Zeitraum von maximal 15 Jahren zu bauen und einzusetzen, um sie dann in 2045 stillzulegen und durch Wasserstoff-Kraftwerke zu ersetzen. Das scheint als Vorgehen sehr ineffizient und teuer. Mit Blick auf Unsicherheiten und Bottlenecks ist CCS nach der derzeitigen Kenntnislage keine kurzfristig verfügbare oder kostengünstige Option zur Dekarbonisierung von Gaskraftwerken6.
Darüber hinaus sollten keineswegs die „Auswirkungen auf technische Eigenschaften und ihre Grenzkosten in der Modellierung vernachlässigt werden“. Die angenommene Nutzung von CCS an Erdgaskraftwerken würde sowohl technische Einschränkungen mit sich führen als auch die Grenzkosten der Kraftwerke beeinflussen und diese Effekte sollten dringend in der Modellierung berücksichtigt werden. Auch die Nachrüstbarkeit von Gaskraftwerken mit CCS sowie die Eignung von Gaskraftwerken mit CCS als Backup in einem nahezu vollständig von flexiblen Erneuerbaren, Speichern und Flexibilitätsoptionen getragenen Stromsystem muss dringend mitbetrachtet werden.
Kontakt:
Lena Kolle (lena.kolle@germanwatch.org)
Referentin für Energiepolitik, Stromnetze und Beteiligungsprozesse
Dr. Simon Schreck (schreck@germanwatch.org)
Referent für Wasserstoff und Klimaneutralität
Germanwatch e.V.
Stresemannstraße 72
10963 Berlin
siehe auch: Schreck, S., Wolf, S., 2025, CCS an Gaskraftwerken – Gefahren, Kosten und Bottlenecks. Und wie grüner Wasserstoff Resilienz, Wertschöpfung und Systemintegration stärken kann., online unter: https://www.germanwatch.org/de/node/93246
6
3