Der Netzentwicklungsplan Strom (NEP Strom) stellt den Ausbaubedarf des deutschen Stromnetzes in den nächsten 10 und höchstens 15 Jahren dar und enthält eine Fortschreibung für die mindestens nächsten 15 und höchstens 20 Jahre (s. § Abs. 1 EnWG). Ziele sind der sichere Betrieb des Stromnetzes bei weiterem Zubau von Erzeugungskapazitäten aus erneuerbaren Energiequellen und bei weiterem Ausbau des europäischen Binnenmarktes. Diese Planungen werden regelmäßig von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) vorgenommen, in einem strukturierten Verfahren mit mehreren Öffentlichkeitsbeteiligungen abgestimmt und schließlich von der Bundesnetzagentur bestätigt. Eine vergleichbare Funktion hatte bereits das Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) von 2009. Für das Gasnetz wird eine vergleichbare Netzplanung von den dort beteiligten Fernleitungsnetzbetreibern entwickelt (NEP Gas).
Gegenstand Die Netzausbauplanung für das deutsche Stromnetz ist in zwei Bereiche aufgeteilt. Für das deutsche Onshore-Transportnetz sind seit 2010 die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber tätig, die zunächst einen Szenariorahmen und anschließend den Netzentwicklungsplan Strom (NEP Strom) aufstellen und jeweils der Bundesnetzagentur zur Bestätigung vorlegen.
Bis 2017 legten die ÜNB ebenfalls den Offshore-Netzentwicklungsplan (O-NEP; EnWG) vor, der den Ausbaubedarf für die Netzanbindung der Windparks auf See enthält. Dieser wird seit 2018 aufgrund der Änderung des Gesetzes über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz – EnWG)https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005/BJNR197010005.html vom 29. August 2016 durch den Flächenentwicklungsplan des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie () sowie durch Angaben im Netzentwicklungsplan Strom abgelöst.
Methodik In jeder Ausgabe des Netzentwicklungsplans werden im Entwurf des Szenariorahmens durch die Übertragungsnetzbetreiber für den Zielzeitpunkt 3 Szenarien entwickelt, von denen eins oder mehrere zu einem weiteren Zielzeitpunkt fortgeschrieben werden. Nach einer öffentlichen Konsultation erfolgt eine Genehmigung des Szenariorahmens durch die Bundesnetzagentur. Im nächsten Schritt erstellen die Übertragungsnetzbetreiber den ersten Entwurf des Netzentwicklungsplans, der auf Grundlage der Szenarien Marktsimulationen und Netzanalysen durchführt und schließlich Maßnahmen zur bedarfsgerechten Optimierung, Verstärkung und zum Ausbau der Netze vorsieht. Im Rahmen weiterer Konsultationen wird ein zweiter Entwurf erstellt und durch die Bundesnetzagentur bestätigt.
Aus dem Ergebnis entsteht der gesetzlich festgelegte Bundesbedarfsplan mit den Stromnetz-Ausbaumaßnahmen, für die „eine energiewirtschaftliche Notwendigkeit und ein vordringlicher Bedarf“ festgestellt werden.
Der NEP 2035 (2021) wurde am 14. Januar 2022 unter Berücksichtigung der Ergebnisse einer Öffentlichkeits- und Behördenbeteiligung von der BNetzA bestätigt. Am 8. Juli 2022 folgte die Genehmigung des Szenariorahmens für den NEP 2037 (2023).
Jahr NEP bzw. Offshore-NEP Szenariorahmen NEP Entwurf Genehmigung 1. Entwurf 2. Entwurf Bestätigung 2012 NEP 2022 Juli 2011 Dez. 2012 Juni 2012 Aug. 2012 Nov. 2012 2013 NEP 2023Juli 2012Nov. 2012März 2013Juli 2013Dez. 2013 2013 O-NEP 2023Dez. 2012März 2013Juni 2013Jan. 2014 2014 NEP/O-NEP 2024März 2013Aug. 2013Apr. 2014Nov. 2014Sep. 2015 2015 NEP 2025 Mai 2014 Dez. 2014 Nov. 2015 März 2016nicht fortgeführt 2015 O-NEP 2025Nov. 2016 2017 NEP 2030Jan. 2016Juni 2016Feb. 2017Mai 2017Dez. 2017 2017 O-NEP 2030Feb. 2017Mai 2017Dez. 2017 2019 NEP 2030Jan. 2018Juni 2018Feb. 2019Apr. 2019Dez. 2019 2021 NEP 2035Jan. 2020Juni 2020Jan. 2021Apr. 2021Jan. 2022 2023 NEP 2037/2045Jan. 2022Juli 2022März 2023Juni 2023März 20242025NEP 2037/2045Juni 2024April 2025Dez. 2025
Anlass und gesetzliche Verankerung des Netzentwicklungsplans Die Netzentwicklungsplanung in einem strukturierten Vorgehen mit zweijähriger Aktualisierung setzt die entsprechenden Vorgaben der europäischen Binnenmarktrichtlinie von 2009 um und beruht auf nationaler Ebene auf den Vorgaben im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) im einschlägigen bis .
Bei der Erstellung des NEP Strom wird die nationale Energiepolitik berücksichtigt, die durch die Bundesregierung kurz nach der Nuklearkatastrophe von Fukushima im März 2011 einen deutlichen Wechsel erfuhr. Der Bundestag beschloss Ende Juni 2011 die Beendigung der Kernenergienutzung und Beschleunigung der Energiewende mit dem „13. Gesetz zur Änderung des Atomgesetzes“ in namentlicher Abstimmung mit großer Mehrheit (513 Stimmen). In der Folge sind zugehörige Gesetze novelliert worden, insbesondere das Energiewirtschaftsgesetz. (dort u. a. § 1.1 Zweck des Gesetzes ist eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltverträgliche leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität und Gas, die zunehmend auf erneuerbaren Energien beruht.) Ergänzend sind neue Gesetze erlassen worden, z. B. das „Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz (NABEG)“.. Mit der Novelle des EnWG im August 2016 änderte sich der Erstellungsturnus des NEP vom jährlichen auf einen zweijährigen Rhythmus. Zudem wurde der Offshore-Netzentwicklungsplan mit Wirkung zum 1. Januar 2018 eingestellt und durch den Flächenentwicklungsplan des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) sowie teilweise durch Regelungen im NEP ersetzt ( Windenergie-auf-See-Gesetz i. V. m. EnWG).
Die gesetzlichen Vorgaben für die Netzausbauplanung stehen nicht allein im Zusammenhang mit dem weiteren Ausbau der erneuerbaren Energie, sondern sind auch durch die europäische Energiepolitik sowie durch Erhaltungs- und Anpassungserfordernisse veranlasst, die für eine Infrastruktureinrichtung wie dem Stromnetz üblich und notwendig sind. Die europäische Energiestrategie „Energie 2020“EU-Kommission: Energiepolitik: Kommission stellt neue Strategie bis 2020 vor, Brüssel 2010, abgerufen am 3. Juni 2013. gibt zusammen mit dem „Energiefahrplan 2050“ die Richtung der Energiepolitik in Europa vor. Kernpunkte sind zusätzliche Versorgungs- und Transportrouten, vereinfachte und beschleunigte Genehmigungsverfahren, das Erschließen alternativer Energiequellen, die Entwicklung eines fairen Wettbewerbs innerhalb Europas, die „intelligente“ Verknüpfung aller EU-Binnennetze, die Energiesicherheit und der Verbraucherschutz.
Auf europäischer Ebene arbeiten die Übertragungsnetzbetreiber für Strom im Rahmen der ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity)European Network of Transmission System Operators for Electricity entsoe.eu, Internetpräsentation, abgerufen am 30. Mai 2013. zusammen und veröffentlichen alle zwei Jahre einen gemeinsamen europäischen Netzentwicklungsplan (Ten-Year Network Development Plan, TYNDP). Analog dazu veröffentlicht für den Gasbereich die Organisation ENTSO-G (European Network of Transmission System Operators for Gas)European Network of Transmission System Operators for Gas: entsoe.eu, Internetpräsentation, abgerufen am 30. Mai 2013. entsprechende Netzplanungen.
Ausgangslage mini|hochkant=1.15|Deutsche Übertragungsnetze von 50Hertz, Amprion, Tennet und TransnetBW
In Deutschland sind die Höchstspannungsleitungen der Spannungsebenen 220 kV und 380 kV mit wenigen Ausnahmen Eigentum von vier Übertragungsnetzbetreibern: 11.000 km: Amprion GmbH 13.500 km: TenneT TSO GmbH 3.100 km: TransnetBW GmbH 10.500 km: 50Hertz Transmission GmbH
Die Investitionen in die Netze waren nach der Liberalisierung der Strommärkte gegen Ende der 1990er Jahre zunächst gesunken. Laut dem Monitoringbericht von Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt 2012 erreichten die Netzinvestitionen von Stromversorgern und Übertragungsnetzbetreibern zuletzt zwischen 3,6 und 3,8 Mrd. Euro pro Jahr und lagen damit erst seit wenigen Jahren wieder auf dem Niveau vor der Liberalisierung Anfang der 1990er Jahre.Unterrichtung durch die Bundesregierung: Erster Monitoring-Bericht „Energie der Zukunft“ (PDF; 3,7 MB).
Generell gilt, dass durch die volatile Einspeisung von erneuerbaren Energien wie Windenergie und Photovoltaik und durch die räumliche Verlagerung der Erzeugung ein Bedarf für den Ausbau und den Umbau des Stromnetzes besteht. Die Höhe dieses Bedarfes und die neu zu bauenden Leitungen im Übertragungsnetz werden in den Szenarienrechnungen, die dem Netzentwicklungsplan zugrunde liegen, ermittelt.
Netzerweiterungen und -verstärkungen schritten in den letzten Jahren kontinuierlich voran. Um das Netz bei einem weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien betreibbar und stabil zu halten, sind neben umfangreichem Ausbau jedoch auch systemstabilisierende Maßnahmen wie der großflächige Einbau sogenannter Stromrichter erforderlich. Künftige durch die Energiewende notwendig gemachte Investitionen in den Ausbau der Stromnetze bezifferte der Bundesrechnungshof bis 2045 auf mehr als 460 Milliarden Euro (mehr als viermal so viel wie im Zeitraum 2007 bis 2023 angefallen waren). Weiterhin liege der Ausbau der Übertragungsnetze mehr als 6000 km hinter dem Zeitplan.
Die Auslegung des Stromnetzes auf den Transport auch der letzten Kilowattstunde gilt als volkswirtschaftlich ungerechtfertigt und wird daher im Netzentwicklungsplan Strom nicht angestrebt. Derzeit bestehende Netzengpässe, die den Transport von Strom zum Verbraucher verhindern, werden durch sogenannte Redispatch-Maßnahmen gemanagt. Dabei veranlasst der Netzbetreiber das zwangsweise Hoch- oder Herunterfahren einer Erzeugungsanlage gegen eine regulierte Entschädigung. Im Jahr 2022 meldeten die Übertragungsnetzbetreiber Redispatchmaßnahmen mit einem Gesamtvolumen von rund 22.000 Gigawattstunden. Im Jahr 2014 waren es noch 4.249 GWh. Im selben Zeitraum stiegen die Kosten für diese Maßnahmen von 186,7 Millionen Euro auf 589,7 Millionen Euro. Kosten für Redispatch-Maßnahmen werden über die Netzentgelte umgelegt.
Szenarien des Netzentwicklungsplans NEP 2022 (2012) Die Szenarien im NEP 2012 werden wie folgt beschrieben:
NEP 2024 (2014) Die Szenarien im NEP 2014 werden folgendermaßen beschrieben:
NEP 2023 (2013) Szenario konventionelle Energien erneuerbare Energien ABestandsanlagen und alle geplanten Anlagen mit Netzanschlusszusagen oder -begehrenBestandsanlagen Bwie Szenario A sowie Zubau von ErdgaskraftwerkenBestandsanlagen und erhöhter Zubau Cwie Szenario BBestandsanlagen und Zubau gemäß der Ziele der Bundesländer (Regionalisierung) Der Netzentwicklungsplan 2013 baut ebenfalls auf dem Bestandsnetz auf und berücksichtigt die mögliche Entwicklung der Erzeugungs- und Verbrauchsstruktur in den kommenden 10 Jahren durch drei Szenarien: Szenario A mit einem moderaten Anstieg der installierten Leistung der konventionellen Kraftwerke und mit der installierten Leistung der erneuerbaren Energien Szenario B mit einer höheren Leistung von Erdgaskraftwerken und einer höheren Leistung der erneuerbaren Energien Szenario C mit weiter erhöhter Leistung der erneuerbaren Energien auf der Grundlage von regionalen Entwicklungsprognosen und Zielen der Bundesländer
Das Szenario B ist als Leitszenario eingestuft und durch eine Fortschreibung um weitere 10 Jahre (bis 2033) ergänzt.
In allen Szenarien ist die Kernenergie durch die geplanten Kraftwerksstilllegungen bis zum Ende des Jahres 2022 nicht mehr vorhanden.
Der Szenariorahmen wurde in einem vorgelagerten Abstimmungsverfahren 2012 von der Bundesnetzagentur (BNetzA) geprüft und Ende 2012 mit mehreren Anpassungen, unter anderem in der installierten Erzeugungsleistung der Energieträger, genehmigt.
NEP 2025 (2015) Im Szenariorahmen für den NEP 2015 wurden für den Betrachtungshorizont 2025 die Szenarien A, B1, B2 und C sowie für den Betrachtungshorizong 2035 die Szenarien B1 und B2 betrachtet. Während in den vorherigen NEP das Szenario C durch den größten Anteil an Strom aus erneuerbaren Energien geprägt war, war es im NEP 2025 das Szenario mit dem geringsten Verbrauch und dem geringsten Anteil an Strom aus konventionellen Energien.