| CIP - Copenhagen Infrastructure Partners | NEP
Netzentwicklungsplan Strom 2037/45 (2025)
Stellungnahme zum ersten Entwurf
14. Januar 2026
CIP - Stellungnahme zum NEP
1. Zusammenfassung/ Kernaussagen
Zusammenfassend schlägt CIP folgende Änderungen am aktuellen NEP vor:
| Themenbereich | Vorgeschlagene Verbesserung |
|---|---|
| Offshore-Sektor | Einbeziehung von Offshore-Wasserstoff in Verbindung mit Offshore-Windenergie im Einklang mit dem Ziel der deutschen Bundesregierung, 10 GW Offshore-Wasserstoff zu produzieren. |
| Offshore Energie | Einbeziehung von Offshore-Energie-Hubs in Zone 4, die groß angelegte Offshore-Windenergie, Übertragungsleitungen und Offshore-Wasserstoffproduktion miteinander verbinden. Ein Hub sollte technologieoffen sein und eine künstliche Insel gleichberechtigt mit einer Gleichstromplattform in Betracht ziehen. |
| Annahmen zur Durchführung | Sensitivitätsanalyse zum Ausübungspreis für den Einsatz von Elektrolyse. |
| SEN-1 Verbindung | Einbeziehung des Stromanschlusses von SEN-1 zum Festland, um die Wirtschaftlichkeit der Wasserstoffnutzung zu verbessern und Flexibilität für das Stromnetz zu schaffen. |
2. Sektorkopplung
Es ist positiv zu bewerten, dass der Netzentwicklungsplan (NEP) Strom-, Wasserstoff- und Gasszenarien koordiniert, um eine abgestimmte und einheitliche Sichtweise über alle Sektoren hinweg zu gewährleisten und so eine Sektorkopplung und ein kosteneffizienteres Energiesystem zu ermöglichen. Darüber hinaus ist es ebenfalls zu begrüßen, dass der NEP sich auf die Minimierung der Kosten für Gleichstromsysteme konzentriert, indem er unter anderem die Anzahl der HGÜ-Umrichter und Kabeltrassen reduziert.
Im folgenden Abschnitt werden die wichtigsten Einschränkungen des NEP in Bezug auf die Sektorkopplung beschrieben.
2.1 Fehlende Sektorkopplung im Offshore-Bereich
Es ist positiv zu bewerten, dass sich der NEP auf die Optimierung des Energiesystems und die Senkung der Systemkosten für das Offshore- und Onshore-Netz konzentriert. Es ist jedoch anzumerken, dass das Investitionsvolumen für Offshore-Netzanbindungssystemen (ONAS) mit 153,3 bis 171,3 Mrd. EUR im Jahr 2045 für Szenario A bzw. B immer noch sehr hoch ist. Daher ist es eine wesentliche Einschränkung des NEP, dass die Sektorkopplung im Offshore-Bereich nicht als praktikable Lösung zur Optimierung des Energiesystems und zur Senkung der Netzinvestitionskosten im Offshore- und Onshore-Bereich berücksichtigt wird. In Kapitel 5.2.1 des NEP sollte daher die Sektorkopplung im Offshore-Bereich berücksichtigt werden.
Derzeit berücksichtigt der NEP nur 1 GW Offshore-Wasserstoffproduktion, die weder an das Stromnetz angeschlossen ist, noch im Einklang mit der politischen Vereinbarung im Deutschen Bundestag steht, wonach eine Offshore-Wasserstoffproduktion von 10 GW angestrebt wird. Somit betrachtet der NEP die Sektorkopplung für Wasserstoff im Offshore-Bereich nicht als Möglichkeit, die Auslastung zu verbessern und die Kosten für den Netzausbau zu senken.
Der Verzicht auf die Offshore-Wasserstoffproduktion in beispielsweise Zone 3, Zone 4 und Zone 5 ist eine verpasste Gelegenheit, das Offshore- und Onshore-Übertragungsnetz zu entlasten und effizienter zu nutzen sowie Redispatch-Maßnahmen und -Kosten zu reduzieren. Durch die Ansiedlung von Elektrolyseuren vor der Küste kann überschüssiger Windstrom direkt an der Quelle in grünen Wasserstoff umgewandelt werden, wodurch Übertragungsverluste reduziert und kostspielige Netzverstärkungen vermieden werden. Dieser sektorübergreifende Offshore-Ansatz erhöht die Flexibilität des Systems und bietet die wesentlichen Vorteile, die mit dem aktuellen NEP angestrebt werden.
Zudem sollte auch die mögliche künftige Entwicklung von Offshore-Elektrolyseprojekten basierend auf kombinierten Anschlusskonzepten (siehe Ziel im Koalitionsvertrag 2025) im SEN-1-Bereich und potenziell auch in Teilen von Zone 4 oder 5 adressiert werden. Diese Projekte können Auswirkungen auf die zukünftige Offshore-Netzentwicklung haben. Entsprechende Flexibilitäten sollten im Zusammenspiel mit dem Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff in der Planung berücksichtigt werden.
Nach dem Verständnis von CIP geht aus den Schlussbemerkungen auf Seite 244 hervor, dass eine geringere inländische Wasserstoffproduktion zu einer kostenintensiven Wasserstoffproduktion führt (9. Punkt von oben). Dies scheint im Widerspruch zu mehreren Studien zur Sektorkopplung zu stehen, die gezeigt haben, dass die Einführung der Offshore-Sektorkopplung eine praktikable Lösung ist, um die Energiesystemkosten in einem klimaneutralen Energiesystem bis 2045 zu senken und die Wasserstoffproduktionskosten zu reduzieren. Eine Studie von CIP und einem führenden deutschen Gasnetzbetreiber hat ebenfalls gezeigt, dass der Einsatz von Offshore-Sektorkopplung in Zone 4 eine Senkung der Wasserstoffproduktionskosten um bis zu 25 % im Vergleich zur Nutzung von Offshore-Windenergie für die Wasserstofferzeugung an Land ermöglichen wird.
Mehrere Studien zeigen, dass die Einführung der Offshore-Sektorkopplung eine praktikable Lösung ist, um die Kosten des Energiesystems in einem klimaneutralen Energiesystem bis 2045 zu senken. Die Frontier-Studie zeigt einen klaren Vorteil der Offshore-Sektorkopplung im Vergleich zu alternativen Szenarien wie i) Überbauung von Offshore-Windparks mit HGÜ, ii) Verlagerung der Elektrolyse von Offshore auf Onshore sowie iii) herkömmliche Direktverbindungen:
• CAPEX-Einsparungen
o Studien von Frontier Economics 1 und Fraunhofer2 zeigen jährliche System-Einsparungen zwischen 477 und 4261 Millionen Euro für die Offshore-Sektorkopplung.
o E-Bridge3 kommt zu dem Ergebnis, dass ein gemischtes Verbindungskonzept (4 GW Kabel + 10 GW Offshore-Elektrolyse) im Vergleich zu einem reinen Stromszenario 13 Milliarden Euro an CAPEX einspart.
• Verstärkte Nutzung der Offshore-Hochspannungsnetze
o Eine Studie von Frontier Economic zeigt, dass die Auslastung von HGÜ-Anlagen von 50 % auf 64 % steigt, wenn 5 GW Offshore-Elektrolyse zu einem 11,6 GW OffshoreWindparkausbau hinzugefügt werden.
o E-Bridge bestätigt ähnliche Trends mit einer Steigerung der HGÜ-Auslastung um bis zu 18 %.
• Reduzierte Einspeisungsbeschränkungen
o Studie von Frontier Economics zeigt, dass die Leistungseinschränkung durch die Kopplung mit dem Offshore-Sektor von 4 % auf 3 % sinkt.
o Studie des Fraunhofer-Instituts zeigt, dass die Leistungsdrosselung von 4,2 TWh auf 2,6 TWh sinkt, wenn die Offshore-Elektrolyse einbezogen wird.
2.2 SEN-1 mit Netzanschluss, der nicht im NEP berücksichtigt ist
Der NEP umfasst das Gebiet SEN-1 als 1-GW-Gebiet für die Offshore-Wasserstoffproduktion ohne Offshore-Stromkabel, die mit dem Gebiet verbunden sind. Der Verzicht auf einen Netzanschluss kann für das Offshore-Wasserstoffgeschäft eine Herausforderung darstellen. Darüber hinaus verzichtet man damit auf potenzielle Vorteile für das Stromsystem, die sich aus der Flexibilität ergeben könnten, die Offshore-Wasserstoff durch den Einsatz von Elektrolyse als Reaktion auf Markt- oder Netzsignale bieten könnte. Daher sollte der NEP Offshore-Wasserstoff im SEN-1-Gebiet mit Netzanschluss berücksichtigen, da dies voraussichtlich die praktikabelste Lösung ist.
3. Offshore-Energie-Hubs
Es ist begrüßenswert, dass der aktualisierte NEP das Potenzial von (Onshore-)Energie-Hubs zur Kosteneinsparung und Verbesserung des Netzbetriebs berücksichtigt. Positiv ist auch, dass Multiterminal-Gleichstromsysteme, die eine Minimierung der Anzahl der HGÜ-Umrichter und eine Verringerung der Umwandlungsverluste ermöglichen, berücksichtigt werden und dass die kontinuierlich zunehmende Reife der HGÜ-Technologie anerkannt wird.
Wir sehen jedoch die Notwendigkeit, die großen Offshore-Gleichstromknotenpunkte in den Plan aufzunehmen. Solche Knotenpunkte werden für Onshore-Anwendungen in Abschnitt 4.2.2 beschrieben. Miteinander verbundene Offshore-Systeme, die zwar nicht auf dem Konzept eines Knotenpunkts (Hubs) basieren, werden am Ende dieses Abschnitts erörtert und in Abbildung 52 dargestellt, sind jedoch nicht integraler Bestandteil der vorgestellten Netzwerkarchitektur.
Die potenziellen Vorteile einer Verlagerung einiger Knotenpunkte von Küstengebieten auf Offshore-Standorte werden in Abschnitt 4.2.2 zutreffend beschrieben und umfassen:
1. Höhere Offshore-Redundanz – Möglichkeit der Verbindung verschiedener Windparks am Knotenpunkt, wodurch die Länge der HGÜ-Kabel weiter verkürzt und zusätzliche Redundanz auf Offshore-Standorten gewährleistet wird
2. Umwelt- und gesellschaftliche Vorteile – durch reduziertes Infrastrukturaufkommen in Küstengebieten
3. Internationales Expansionspotenzial – durch die Anbindung neuer internationaler Verbindungen an einen deutschen Offshore-Hub (wodurch dieser zu einer hybriden Anlage wird), was zu einer höheren Auslastung der Kabel und Umrichter und geringeren Kosten im Vergleich zum Bau einer separaten Verbindungsleitung führt
4. Sicherstellung eines stabilen Erzeugungsprofils – Verringerung von Engpässen an Land durch Mittelung der Einspeisung aus mehreren Windparks, deren Erzeugungsprofile weniger stark korrelieren
5. Entlastung des Stromnetzes an Land – bei Anschluss an zwei oder mehr Stromnetzanschlusspunkte an Land, die weit voneinander entfernt sind, Bereitstellung von Übertragungskapazität parallel zum Stromnetz an Land bei geringer Windleistung, wodurch ein Ausbau an Land vermieden wird.
6. Hohes Kosteneinsparungspotenzial, wenn die Knotenpunkte auf künstlichen Inseln platziert werden, die speziell für die Installation modifizierter HGÜ-Module gebaut wurden.
Neben der Notwendigkeit, die Analyse auf Offshore-Knotenpunkte auszuweiten, sollte der NEP auch verschiedene Möglichkeiten zur Optimierung eines Offshore-Energie-Hubs in Betracht ziehen. Derzeit berücksichtigt der NEP nur Gleichstromplattformen als Infrastruktur für die Unterbringung von Gleichstromanlagen. Um das Potenzial von Offshore-Energie-Hubs zu optimieren, sollten künstliche Inseln im Rahmen der Optimierung des Offshore-Netzausbaus in der NEP gleichberechtigt mit Plattformen bewertet werden. In Belgien befindet sich bereits eine künstliche Insel für ein HGÜ-basiertes Hybridprojekt im Bau, die als Energie-Hub die heimische Offshore-Windenergie verbindet und eine grenzüberschreitende Verbindung zum Vereinigten Königreich herstellt. Dieses Beispiel zeigt, dass künstliche Inseln eine praktikable Lösung sind und im NEP berücksichtigt werden sollten.
3.1 Prüfung eines vernetzten Energie-Hubs im NEP
Derzeit entwickelt CIP einen Offshore-Energie-Hub in der dänischen AWZ, ein Offshore-Mehrzweckprojekt, das die Integration von Offshore-Windenergie, den grenzüberschreitenden Stromhandel und die Offshore-Sektorkopplung auf Wasserstoffbasis ermöglicht. Das Joint North Sea Energy Hub Project (JNSEH) wurde zur Bewertung im Rahmen des TYNDP 2026 eingereicht (Projekt 1265 und Projekt 1266).
Der NEP bietet in Tabelle 30 auf Seite 184 einen Überblick über die aufgeführten Verbundprojekte, die im NEP2025 überprüft werden sollen. CIP schlägt vor, dass insofern, als die in der zweiten Runde (Oktober 2025) beim TYNDP eingereichten Projekte im NEP2025 überprüft werden, das Joint North Sea Energy Hub Projekt zusammen mit den in der Tabelle aufgeführten Projekten und den anderen im Oktober 2025 beim TYNDP eingereichten Projekten überprüft wird.
Das Projekt ist unten schematisch dargestellt.
[Bild oder schematische Darstellung des JNSEH]
4. Annahmen zum Elektrolyseur
4.1 Annahmen zur Wasserstofferzeugung im deutschen Stromsystem
Der NEP führt zwar eine Sektorkopplung mit Onshore-Wasserstofferzeugung ein, geht jedoch von einer konservativen Annahme hinsichtlich des Stromausübungspreises aus – 33 EUR/MWh. Der angenommene Strompreis bestimmt die Zeitpunkte, zu denen Wasserstoff produziert wird. Im NEP wird angegeben, dass dieser Wert so berechnet wird, dass unter Berücksichtigung der Umwandlungsverluste (Wirkungsgrad von 70 %) die Kosten für die Wasserstoffproduktion den Kosten für Erdgas entsprechen, einschließlich der bei der Verbrennung anfallenden CO₂-Emissionskosten. Dies spiegelt die Perspektive des Stromsystems auf die Wasserstoffnutzung wider, erfasst jedoch nicht den Wert von Wasserstoff für industrielle Abnehmer. Dies führt in der aktuellen Ausgabe des NEP ebenfalls zu relativ geringen Volllaststunden für Wasserstoff (2800 Stunden/Jahr für 2037 und 3500-3800 Stunden/Jahr für 2045) im Vergleich zu den Erwartungen der Entwickler (4000-4500 Stunden/Jahr), um Wasserstoff rentabel zu machen.
Aufgrund der Unsicherheit hinsichtlich der Entwicklung des Wasserstoffmarktes und der Bereitschaft der Abnehmer, einen Ökopreis zu zahlen, sollte die Analyse zumindest eine Sensitivitätsanalyse zum Ausübungspreis von 33 EUR/MWh durchführen, um zu beurteilen, wie sich eine Änderung dieser Annahme auf die Nachfrage nach Wasserstoff und die Wasserstoffproduktion auswirkt. Entwickler gehen derzeit in ihren Wirtschaftlichkeitsberechnungen von Ausübungspreisen von 50-70 EUR/MWh aus.
Im aktualisierten NEP ist eine Sensitivitätsanalyse durchzuführen, da ein höherer Ausübungspreis für Elektrolyseure folgende Auswirkungen hätte:
• Höherer Strombedarf
• Geringere Wasserstoffimporte und höhere Deckung des inländischen Wasserstoffbedarfs
• Verbesserte Wirtschaftlichkeit von Elektrolyseuren, einschließlich Offshore-Elektrolyseuren
4.2 Elektrolysekapazität ohne Berücksichtigung der Offshore-Elektrolyseproduktion
Das Modell geht für die Szenarien A, B und C von einer Elektrolysekapazität zwischen 20 und 31 GW im Jahr 2037 aus. Es ist jedoch unklar, wie die BNetzA die „netzfreundlichen“ Kapazitäten von 20 bis 31 GW ohne Berücksichtigung der Offshore-Wasserstoffproduktion als netzfreundlichen Standort bestimmt.
Wir schlagen vor, dass die NEP die Offshore-Sektorkopplung in Zone 4 im Einklang mit dem Koalitionsvertrag berücksichtigt, um eine Offshore-Sektorkopplung von 10 GW einzubeziehen.
Mit freundlichen Grüßen,
Klaus Hachmeier
Head of Government Affairs, Germany
KLHA@cip.com
Stellungnahme zum ersten Entwurf
14. Januar 2026
CIP - Stellungnahme zum NEP
1. Zusammenfassung/ Kernaussagen
Zusammenfassend schlägt CIP folgende Änderungen am aktuellen NEP vor:
| Themenbereich | Vorgeschlagene Verbesserung |
|---|---|
| Offshore-Sektor | Einbeziehung von Offshore-Wasserstoff in Verbindung mit Offshore-Windenergie im Einklang mit dem Ziel der deutschen Bundesregierung, 10 GW Offshore-Wasserstoff zu produzieren. |
| Offshore Energie | Einbeziehung von Offshore-Energie-Hubs in Zone 4, die groß angelegte Offshore-Windenergie, Übertragungsleitungen und Offshore-Wasserstoffproduktion miteinander verbinden. Ein Hub sollte technologieoffen sein und eine künstliche Insel gleichberechtigt mit einer Gleichstromplattform in Betracht ziehen. |
| Annahmen zur Durchführung | Sensitivitätsanalyse zum Ausübungspreis für den Einsatz von Elektrolyse. |
| SEN-1 Verbindung | Einbeziehung des Stromanschlusses von SEN-1 zum Festland, um die Wirtschaftlichkeit der Wasserstoffnutzung zu verbessern und Flexibilität für das Stromnetz zu schaffen. |
2. Sektorkopplung
Es ist positiv zu bewerten, dass der Netzentwicklungsplan (NEP) Strom-, Wasserstoff- und Gasszenarien koordiniert, um eine abgestimmte und einheitliche Sichtweise über alle Sektoren hinweg zu gewährleisten und so eine Sektorkopplung und ein kosteneffizienteres Energiesystem zu ermöglichen. Darüber hinaus ist es ebenfalls zu begrüßen, dass der NEP sich auf die Minimierung der Kosten für Gleichstromsysteme konzentriert, indem er unter anderem die Anzahl der HGÜ-Umrichter und Kabeltrassen reduziert.
Im folgenden Abschnitt werden die wichtigsten Einschränkungen des NEP in Bezug auf die Sektorkopplung beschrieben.
2.1 Fehlende Sektorkopplung im Offshore-Bereich
Es ist positiv zu bewerten, dass sich der NEP auf die Optimierung des Energiesystems und die Senkung der Systemkosten für das Offshore- und Onshore-Netz konzentriert. Es ist jedoch anzumerken, dass das Investitionsvolumen für Offshore-Netzanbindungssystemen (ONAS) mit 153,3 bis 171,3 Mrd. EUR im Jahr 2045 für Szenario A bzw. B immer noch sehr hoch ist. Daher ist es eine wesentliche Einschränkung des NEP, dass die Sektorkopplung im Offshore-Bereich nicht als praktikable Lösung zur Optimierung des Energiesystems und zur Senkung der Netzinvestitionskosten im Offshore- und Onshore-Bereich berücksichtigt wird. In Kapitel 5.2.1 des NEP sollte daher die Sektorkopplung im Offshore-Bereich berücksichtigt werden.
Derzeit berücksichtigt der NEP nur 1 GW Offshore-Wasserstoffproduktion, die weder an das Stromnetz angeschlossen ist, noch im Einklang mit der politischen Vereinbarung im Deutschen Bundestag steht, wonach eine Offshore-Wasserstoffproduktion von 10 GW angestrebt wird. Somit betrachtet der NEP die Sektorkopplung für Wasserstoff im Offshore-Bereich nicht als Möglichkeit, die Auslastung zu verbessern und die Kosten für den Netzausbau zu senken.
Der Verzicht auf die Offshore-Wasserstoffproduktion in beispielsweise Zone 3, Zone 4 und Zone 5 ist eine verpasste Gelegenheit, das Offshore- und Onshore-Übertragungsnetz zu entlasten und effizienter zu nutzen sowie Redispatch-Maßnahmen und -Kosten zu reduzieren. Durch die Ansiedlung von Elektrolyseuren vor der Küste kann überschüssiger Windstrom direkt an der Quelle in grünen Wasserstoff umgewandelt werden, wodurch Übertragungsverluste reduziert und kostspielige Netzverstärkungen vermieden werden. Dieser sektorübergreifende Offshore-Ansatz erhöht die Flexibilität des Systems und bietet die wesentlichen Vorteile, die mit dem aktuellen NEP angestrebt werden.
Zudem sollte auch die mögliche künftige Entwicklung von Offshore-Elektrolyseprojekten basierend auf kombinierten Anschlusskonzepten (siehe Ziel im Koalitionsvertrag 2025) im SEN-1-Bereich und potenziell auch in Teilen von Zone 4 oder 5 adressiert werden. Diese Projekte können Auswirkungen auf die zukünftige Offshore-Netzentwicklung haben. Entsprechende Flexibilitäten sollten im Zusammenspiel mit dem Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff in der Planung berücksichtigt werden.
Nach dem Verständnis von CIP geht aus den Schlussbemerkungen auf Seite 244 hervor, dass eine geringere inländische Wasserstoffproduktion zu einer kostenintensiven Wasserstoffproduktion führt (9. Punkt von oben). Dies scheint im Widerspruch zu mehreren Studien zur Sektorkopplung zu stehen, die gezeigt haben, dass die Einführung der Offshore-Sektorkopplung eine praktikable Lösung ist, um die Energiesystemkosten in einem klimaneutralen Energiesystem bis 2045 zu senken und die Wasserstoffproduktionskosten zu reduzieren. Eine Studie von CIP und einem führenden deutschen Gasnetzbetreiber hat ebenfalls gezeigt, dass der Einsatz von Offshore-Sektorkopplung in Zone 4 eine Senkung der Wasserstoffproduktionskosten um bis zu 25 % im Vergleich zur Nutzung von Offshore-Windenergie für die Wasserstofferzeugung an Land ermöglichen wird.
Mehrere Studien zeigen, dass die Einführung der Offshore-Sektorkopplung eine praktikable Lösung ist, um die Kosten des Energiesystems in einem klimaneutralen Energiesystem bis 2045 zu senken. Die Frontier-Studie zeigt einen klaren Vorteil der Offshore-Sektorkopplung im Vergleich zu alternativen Szenarien wie i) Überbauung von Offshore-Windparks mit HGÜ, ii) Verlagerung der Elektrolyse von Offshore auf Onshore sowie iii) herkömmliche Direktverbindungen:
• CAPEX-Einsparungen
o Studien von Frontier Economics 1 und Fraunhofer2 zeigen jährliche System-Einsparungen zwischen 477 und 4261 Millionen Euro für die Offshore-Sektorkopplung.
o E-Bridge3 kommt zu dem Ergebnis, dass ein gemischtes Verbindungskonzept (4 GW Kabel + 10 GW Offshore-Elektrolyse) im Vergleich zu einem reinen Stromszenario 13 Milliarden Euro an CAPEX einspart.
• Verstärkte Nutzung der Offshore-Hochspannungsnetze
o Eine Studie von Frontier Economic zeigt, dass die Auslastung von HGÜ-Anlagen von 50 % auf 64 % steigt, wenn 5 GW Offshore-Elektrolyse zu einem 11,6 GW OffshoreWindparkausbau hinzugefügt werden.
o E-Bridge bestätigt ähnliche Trends mit einer Steigerung der HGÜ-Auslastung um bis zu 18 %.
• Reduzierte Einspeisungsbeschränkungen
o Studie von Frontier Economics zeigt, dass die Leistungseinschränkung durch die Kopplung mit dem Offshore-Sektor von 4 % auf 3 % sinkt.
o Studie des Fraunhofer-Instituts zeigt, dass die Leistungsdrosselung von 4,2 TWh auf 2,6 TWh sinkt, wenn die Offshore-Elektrolyse einbezogen wird.
2.2 SEN-1 mit Netzanschluss, der nicht im NEP berücksichtigt ist
Der NEP umfasst das Gebiet SEN-1 als 1-GW-Gebiet für die Offshore-Wasserstoffproduktion ohne Offshore-Stromkabel, die mit dem Gebiet verbunden sind. Der Verzicht auf einen Netzanschluss kann für das Offshore-Wasserstoffgeschäft eine Herausforderung darstellen. Darüber hinaus verzichtet man damit auf potenzielle Vorteile für das Stromsystem, die sich aus der Flexibilität ergeben könnten, die Offshore-Wasserstoff durch den Einsatz von Elektrolyse als Reaktion auf Markt- oder Netzsignale bieten könnte. Daher sollte der NEP Offshore-Wasserstoff im SEN-1-Gebiet mit Netzanschluss berücksichtigen, da dies voraussichtlich die praktikabelste Lösung ist.
3. Offshore-Energie-Hubs
Es ist begrüßenswert, dass der aktualisierte NEP das Potenzial von (Onshore-)Energie-Hubs zur Kosteneinsparung und Verbesserung des Netzbetriebs berücksichtigt. Positiv ist auch, dass Multiterminal-Gleichstromsysteme, die eine Minimierung der Anzahl der HGÜ-Umrichter und eine Verringerung der Umwandlungsverluste ermöglichen, berücksichtigt werden und dass die kontinuierlich zunehmende Reife der HGÜ-Technologie anerkannt wird.
Wir sehen jedoch die Notwendigkeit, die großen Offshore-Gleichstromknotenpunkte in den Plan aufzunehmen. Solche Knotenpunkte werden für Onshore-Anwendungen in Abschnitt 4.2.2 beschrieben. Miteinander verbundene Offshore-Systeme, die zwar nicht auf dem Konzept eines Knotenpunkts (Hubs) basieren, werden am Ende dieses Abschnitts erörtert und in Abbildung 52 dargestellt, sind jedoch nicht integraler Bestandteil der vorgestellten Netzwerkarchitektur.
Die potenziellen Vorteile einer Verlagerung einiger Knotenpunkte von Küstengebieten auf Offshore-Standorte werden in Abschnitt 4.2.2 zutreffend beschrieben und umfassen:
1. Höhere Offshore-Redundanz – Möglichkeit der Verbindung verschiedener Windparks am Knotenpunkt, wodurch die Länge der HGÜ-Kabel weiter verkürzt und zusätzliche Redundanz auf Offshore-Standorten gewährleistet wird
2. Umwelt- und gesellschaftliche Vorteile – durch reduziertes Infrastrukturaufkommen in Küstengebieten
3. Internationales Expansionspotenzial – durch die Anbindung neuer internationaler Verbindungen an einen deutschen Offshore-Hub (wodurch dieser zu einer hybriden Anlage wird), was zu einer höheren Auslastung der Kabel und Umrichter und geringeren Kosten im Vergleich zum Bau einer separaten Verbindungsleitung führt
4. Sicherstellung eines stabilen Erzeugungsprofils – Verringerung von Engpässen an Land durch Mittelung der Einspeisung aus mehreren Windparks, deren Erzeugungsprofile weniger stark korrelieren
5. Entlastung des Stromnetzes an Land – bei Anschluss an zwei oder mehr Stromnetzanschlusspunkte an Land, die weit voneinander entfernt sind, Bereitstellung von Übertragungskapazität parallel zum Stromnetz an Land bei geringer Windleistung, wodurch ein Ausbau an Land vermieden wird.
6. Hohes Kosteneinsparungspotenzial, wenn die Knotenpunkte auf künstlichen Inseln platziert werden, die speziell für die Installation modifizierter HGÜ-Module gebaut wurden.
Neben der Notwendigkeit, die Analyse auf Offshore-Knotenpunkte auszuweiten, sollte der NEP auch verschiedene Möglichkeiten zur Optimierung eines Offshore-Energie-Hubs in Betracht ziehen. Derzeit berücksichtigt der NEP nur Gleichstromplattformen als Infrastruktur für die Unterbringung von Gleichstromanlagen. Um das Potenzial von Offshore-Energie-Hubs zu optimieren, sollten künstliche Inseln im Rahmen der Optimierung des Offshore-Netzausbaus in der NEP gleichberechtigt mit Plattformen bewertet werden. In Belgien befindet sich bereits eine künstliche Insel für ein HGÜ-basiertes Hybridprojekt im Bau, die als Energie-Hub die heimische Offshore-Windenergie verbindet und eine grenzüberschreitende Verbindung zum Vereinigten Königreich herstellt. Dieses Beispiel zeigt, dass künstliche Inseln eine praktikable Lösung sind und im NEP berücksichtigt werden sollten.
3.1 Prüfung eines vernetzten Energie-Hubs im NEP
Derzeit entwickelt CIP einen Offshore-Energie-Hub in der dänischen AWZ, ein Offshore-Mehrzweckprojekt, das die Integration von Offshore-Windenergie, den grenzüberschreitenden Stromhandel und die Offshore-Sektorkopplung auf Wasserstoffbasis ermöglicht. Das Joint North Sea Energy Hub Project (JNSEH) wurde zur Bewertung im Rahmen des TYNDP 2026 eingereicht (Projekt 1265 und Projekt 1266).
Der NEP bietet in Tabelle 30 auf Seite 184 einen Überblick über die aufgeführten Verbundprojekte, die im NEP2025 überprüft werden sollen. CIP schlägt vor, dass insofern, als die in der zweiten Runde (Oktober 2025) beim TYNDP eingereichten Projekte im NEP2025 überprüft werden, das Joint North Sea Energy Hub Projekt zusammen mit den in der Tabelle aufgeführten Projekten und den anderen im Oktober 2025 beim TYNDP eingereichten Projekten überprüft wird.
Das Projekt ist unten schematisch dargestellt.
[Bild oder schematische Darstellung des JNSEH]
4. Annahmen zum Elektrolyseur
4.1 Annahmen zur Wasserstofferzeugung im deutschen Stromsystem
Der NEP führt zwar eine Sektorkopplung mit Onshore-Wasserstofferzeugung ein, geht jedoch von einer konservativen Annahme hinsichtlich des Stromausübungspreises aus – 33 EUR/MWh. Der angenommene Strompreis bestimmt die Zeitpunkte, zu denen Wasserstoff produziert wird. Im NEP wird angegeben, dass dieser Wert so berechnet wird, dass unter Berücksichtigung der Umwandlungsverluste (Wirkungsgrad von 70 %) die Kosten für die Wasserstoffproduktion den Kosten für Erdgas entsprechen, einschließlich der bei der Verbrennung anfallenden CO₂-Emissionskosten. Dies spiegelt die Perspektive des Stromsystems auf die Wasserstoffnutzung wider, erfasst jedoch nicht den Wert von Wasserstoff für industrielle Abnehmer. Dies führt in der aktuellen Ausgabe des NEP ebenfalls zu relativ geringen Volllaststunden für Wasserstoff (2800 Stunden/Jahr für 2037 und 3500-3800 Stunden/Jahr für 2045) im Vergleich zu den Erwartungen der Entwickler (4000-4500 Stunden/Jahr), um Wasserstoff rentabel zu machen.
Aufgrund der Unsicherheit hinsichtlich der Entwicklung des Wasserstoffmarktes und der Bereitschaft der Abnehmer, einen Ökopreis zu zahlen, sollte die Analyse zumindest eine Sensitivitätsanalyse zum Ausübungspreis von 33 EUR/MWh durchführen, um zu beurteilen, wie sich eine Änderung dieser Annahme auf die Nachfrage nach Wasserstoff und die Wasserstoffproduktion auswirkt. Entwickler gehen derzeit in ihren Wirtschaftlichkeitsberechnungen von Ausübungspreisen von 50-70 EUR/MWh aus.
Im aktualisierten NEP ist eine Sensitivitätsanalyse durchzuführen, da ein höherer Ausübungspreis für Elektrolyseure folgende Auswirkungen hätte:
• Höherer Strombedarf
• Geringere Wasserstoffimporte und höhere Deckung des inländischen Wasserstoffbedarfs
• Verbesserte Wirtschaftlichkeit von Elektrolyseuren, einschließlich Offshore-Elektrolyseuren
4.2 Elektrolysekapazität ohne Berücksichtigung der Offshore-Elektrolyseproduktion
Das Modell geht für die Szenarien A, B und C von einer Elektrolysekapazität zwischen 20 und 31 GW im Jahr 2037 aus. Es ist jedoch unklar, wie die BNetzA die „netzfreundlichen“ Kapazitäten von 20 bis 31 GW ohne Berücksichtigung der Offshore-Wasserstoffproduktion als netzfreundlichen Standort bestimmt.
Wir schlagen vor, dass die NEP die Offshore-Sektorkopplung in Zone 4 im Einklang mit dem Koalitionsvertrag berücksichtigt, um eine Offshore-Sektorkopplung von 10 GW einzubeziehen.
Mit freundlichen Grüßen,
Klaus Hachmeier
Head of Government Affairs, Germany
KLHA@cip.com