Bedarfsermittlung 2025 Zusammenfassung zum Konsultationsstart Offshore-Netzentwicklungsplan (Zieljahr 2025)

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1 Bedarfsermittlung 2025 Zusammenfassung zum Konsultationsstart Offshore-Netzentwicklungsplan (Zieljahr 2025) JUNI 2016

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3 Bedarfsermittlung 2025 Zusammenfassung zum Konsultationsstart Offshore-Netzentwicklungsplan (Zieljahr 2025)

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5 Inhalt Vorwort 6 A Gesamtverfahren 8 1. Szenariorahmen 8 2. Netzentwicklungspläne 9 3. Bundesbedarfsplan 9 4. Bundesfachplanung 9 5. Planfeststellung 9 B Vorläufige Prüfungsergebnisse zum Offshore-Netzentwicklungsplan Methodik Prüfung Berücksichtigung des Szenariorahmens Berücksichtigung der Bundesfachpläne Offshore Ausbaubedarf Kriterien für die zeitliche Abfolge Angabe von Terminen Zeitliche Staffelung der Anbindungsmaßnahmen Zeitliche Staffelung der Anbindungsmaßnahmen in der Nordsee Zeitliche Staffelung der Anbindungsmaßnahmen in der Ostsee Vorläufige Prüfungsergebnisse 15 Impressum 19

6 6 VORWORT

7 VORWORT 7 Vorwort Der notwendige Ausbau unseres Stromübertragungsnetzes ist weiterhin eine der zentralen energiepolitischen Herausforderungen. Das gilt gerade dann, wenn die Vorhaben räumlich konkreter werden und damit auch entsprechende Betroffenheiten vor Ort auslösen. Seit Ende 2015 gilt das neue Bundesbedarfsplangesetz, das den energiewirtschaftlichen Bedarf an neuen Stromleitungen festschreibt. Darüber hinaus enthält es neue gesetzliche Ausführungsbestimmungen: Gleichstromleitungen sind nun vorrangig als Erdkabel und nicht mehr wie bisher als Freileitung zu realisieren. Mit dem Offshore-Netzentwicklungsplan 2025 (O-NEP) wird kein Netzausbaubedarf definiert, sondern die zeitliche Staffelung von Netzanbindungssystemen zum Anschluss von Offshore-Windparks an das Übertragungsnetz. Der O-NEP 2025 enthält die Anbindungsleitungen für Offshore-Windparks, die aus Sicht der vier Übertragungsnetzbetreiber bis 2025 notwendig werden. Nachdem die Übertragungsnetzbetreiber die Öffentlichkeit zu ihrem Entwurf konsultiert haben, haben die Unternehmen das Dokument überarbeitet und der Bundesnetzagentur am 29. Februar 2016 einen zweiten Entwurf des Offshore-Netzentwicklungsplans vorgelegt. Der zweite Entwurf des O-NEP 2025 sowie die vorläufigen Prüfungsergebnisse der Bundesnetzagentur dazu werden vom 14. Juni 2016 bis zum 26. Juli 2016 am Sitz der Bundesnetzagentur (Tulpenfeld 4, Bonn) ausgelegt und auf der Internetseite öffentlich bekannt gemacht. Bis zum 9. August 2016 können Behörden und die Öffentlichkeit Stellungnahmen dazu abgeben. Die Energiewende und der dafür notwendige Ausbau des Stromnetzes sind eine gesamtgesellschaftliche Aufgabe und Herausforderung. Deshalb spielt die umfassende und breite Beteiligung der Öffentlichkeit eine zentrale Rolle. Vor diesem Hintergrund gibt es in jeder der unterschiedlichen Planungsstufen die Möglichkeit, sich als Bürger, Verein, Institution oder Unternehmen an den Verfahren zum Netzausbau und damit an der Gestaltung der Energiewende zu beteiligen. Nutzen Sie die Gelegenheit, Ihre Meinung einzubringen und so den Netzausbau mitzugestalten. Das Dokument basiert auf dem Szenariorahmen, den die Bundesnetzagentur am 19. Dezember 2014 genehmigt hat. Der Szenariorahmen berücksichtigt die Reform des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, die 2014 in Kraft getreten ist. Im Mai 2016 hat die Bundesregierung eine erneute Reform des Gesetzes angestoßen und gleichzeitig den Prozess für ein Windenergie-auf- See-Gesetz (WindSeeG) gestartet. Das Bundeskabinett hat beide Gesetzesentwürfe am 8. Juni 2016 beschlossen. Die dort vorgesehenen Offshore-Ausbauziele finden im deutlich früher entstandenen Szenariorahmen naturgemäß noch keine Berücksichtigung. Auch den Übertragungsnetzbetreibern war es selbstverständlich noch nicht möglich, die Neuregelungen zu berücksichtigen. Daher macht die Bundesnetzagentur im vorliegenden Dokument an den Punkten, an denen sich durch die neue Rechtslage deutliche Änderungen des Offshore- Netzentwicklungsplans ergäben, entsprechende Ausführungen, ob und wie der Entwurf des Offshore- Netzentwicklungsplans an die Regelungen des Windenergie-auf-See-Gesetzes anzupassen sein könnte.

8 8 BUNDESNETZAGENTUR ZUSAMMENFASSUNG ZUM START DER KONSULTATION A Gesamtverfahren Um den erforderlichen Netzausbau voranzutreiben, wird seit dem Jahr 2012 in einem transparenten Verfahren regelmäßig mit fünf aufeinander aufbauenden Schritten und unter breiter Beteiligung der Öffentlichkeit der bundesweite Ausbaubedarf für die Höchstspannungsnetze geprüft, bestätigt und räumlich konkretisiert. Ziel ist es, das Stromnetz möglichst schnell für den Umstieg auf die erneuerbaren Energien zu rüsten und dabei die erforderlichen Entscheidungen gemeinsam mit der Gesellschaft zu treffen. 1. Szenariorahmen Wie viel Strom werden wir in den kommenden Jahren verbrauchen? Welche Rolle werden künftig Kohlekraftwerke und Windenergieanlagen spielen? Mögliche Antworten liefert der sogenannte Szenariorahmen. Dieser wird von den vier Übertragungsnetzbetreibern (Amprion, TransnetBW, 50Hertz Transmission, TenneT) gemeinsam entwickelt. Die Bundesnetzagentur konsultiert die Öffentlichkeit zum Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber, verändert den Szenariorahmen entsprechend den begründeten Anregungen aus der Konsultation oder aufgrund eigener Erkenntnisse und genehmigt ihn schließlich.

9 ÜBERBLICK GESAMTVERFAHREN 9 2. Netzentwicklungspläne Auf dem Szenariorahmen aufbauend erstellen die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) einen Netzentwicklungsplan (NEP), um den Ausbaubedarf im Übertragungsnetz zu ermitteln. Dazu wird die im Szenariorahmen festgelegte Erzeugungskapazität zunächst regionalisiert, also einem konkreten Standort zugeordnet. Daran anschließend wird durch eine Marktmodellierung ermittelt, welcher dieser Erzeuger künftig zu welchem Zeitpunkt welche Leistung in das Stromnetz einspeisen wird und wo die Leistungen verbraucht werden. Daraus ergibt sich der Transportbedarf, den das Strom-Übertragungsnetz bewältigen können muss. Der NEP enthält die dafür notwendigen Maßnahmen zur bedarfsgerechten Optimierung, Verstärkung und zum Ausbau des Stromnetzes und gilt für das gesamte Bundesgebiet. Die ÜNB erstellen neben dem NEP für den Landbereich auch für Nord- und Ostsee einen NEP, den sogenannter Offshore-Netzentwicklungsplan (O-NEP). Dieser legt den Bedarf an Anbindungsleitungen für die Anbindung von Offshore-Windparks fest und ermittelt die zeitliche Reihenfolge, in der die Anbindungsleitungen errichtet werden sollen. Die Bundesnetzagentur prüft die vorgeschlagenen Maßnahmen in Abstimmung mit dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) hinsichtlich ihrer energiewirtschaftlichen Notwendigkeit. 3. Bundesbedarfsplan Die bestätigten Netzentwicklungspläne und den überarbeiteten Umweltbericht legt die Bundesnetzagentur der Bundesregierung mindestens alle vier Jahre als Entwurf für einen Bundesbedarfsplan vor. Dieser enthält eine Liste der benötigten Leitungsvorhaben jeweils mit Angabe der Anfangs- und Endpunkte. Für die Vorhaben, die im Bundesbedarfsplan enthalten sind, sind der vordringliche Bedarf und die energiewirtschaftliche Notwendigkeit gesetzlich festgestellt. 4. Bundesfachplanung Für die Vorhaben aus dem Bundesbedarfsplan werden auf Antrag der Vorhabenträger raumverträgliche Trassenkorridore 500 bis Meter breite Gebietsstreifen verbindlich festgelegt. Dabei wird der Vorschlagstrassenkorridor des Vorhabenträgers sowie infrage kommende Alternativen betrachtet, öffentlich diskutiert und auf ihre voraussichtlichen erheblichen Umweltauswirkungen und Raumverträglichkeit geprüft. Für die Leitungen, die im Bundesbedarfsplangesetz als länderübergreifend oder grenzüberschreitend gekennzeichnet sind, ist die Bundesnetzagentur zuständig. Betrifft ein Leitungsvorhaben nur ein Bundesland, ist weiterhin die jeweilige Landesbehörde zuständig, die dann gegebenenfalls ein Raumordnungsverfahren durchführt. Bürgerinnen und Bürger, Verbände und Behörden können in mehreren Beteiligungsrunden Stellungnahmen zum NEP und O-NEP abgeben. Neben der Prüfung des NEP bzw. O-NEP ermittelt, beschreibt und bewertet die Bundesnetzagentur zur Vorbereitung eines Bundesbedarfsplans die voraussichtlichen erheblichen Umweltauswirkungen in einer Strategischen Umweltprüfung (SUP). Diese erste Umweltprüfung im Verfahrensablauf ist eine Art Frühwarnsystem, um schon zu Beginn des Prozesses potenzielle Konflikte mit den berechtigten Schutzbelangen von Mensch und Natur zu identifizieren und in der Folge möglichst wirksam zu verringern oder am besten ganz zu vermeiden. Die Ergebnisse werden in einem Umweltbericht festgehalten, der auch für die Netzentwicklungspläne 2025 vorgelegt wird. Der Umweltbericht wird parallel zum überarbeiteten NEP und O-NEP zur Konsultation gestellt. 5. Planfeststellung Die im vierten Schritt ermittelten Korridore bilden die Grundlage für das Planfeststellungsverfahren zur Konkretisierung der Trassenverläufe. Auch hier werden der Vorschlag des Vorhabenträgers sowie infrage kommende Alternativen betrachtet, öffentlich diskutiert und auf ihre Umweltverträglichkeit und Raumverträglichkeit geprüft. Am Ende steht ein Planfeststellungsbeschluss mit einem Trassenverlauf, der möglichst geringe Belastungen für Mensch und Umwelt zur Folge hat. Für die länder- und grenzüberschreitenden Vorhaben übernimmt die Bundesnetzagentur auch die Planfeststellungsverfahren.

10 10 BUNDESNETZAGENTUR ZUSAMMENFASSUNG ZUM START DER KONSULTATION B Vorläufige Prüfungsergebnisse zum Offshore-Netzentwicklungsplan Methodik Mit dem am in Kraft getretenen novellierten Energiewirtschaftsgesetz wurde die Erstellung eines Offshore-Netzentwicklungsplans beschlossen. Die Regelungen der 17b ff. EnWG sollen verhindern, dass Anbindungsleitungen speziell für einzelne Offshore- Windparks und nur nach deren individuellem Realisierungsfortschritt errichtet werden. Stattdessen soll mit Hilfe des O NEP ein System etabliert werden, in dem die neu zu errichtenden Anbindungssysteme sog. Cluster erschließen. Ein Cluster besteht aus mehreren benachbarten Offshore-Windparks, die ein zusammenhängendes Gebiet bilden, so dass sie über eine sog. Sammelanbindung angebunden werden können. Die Bundesnetzagentur hat gemäß 17c Satz 1 EnWG die Übereinstimmung des O NEP mit den Anforderungen nach 17b EnWG in Abstimmung mit dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) zu prüfen. Allerdings steht mittlerweile mit der Einführung eines Ausschreibungssystems für die Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien ein weiterer Systemwechsel auch für die Windenergie auf See bevor. Die maßgeblichen Regelungen für die Offshore-Windenergie soll das Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See (Windenergie-auf-See-Gesetz, kurz WindSeeG-E) treffen, dessen Entwurf das Bundeskabinett Anfang Juni 2016 auf den Weg gebracht hat. Demnach würde bis einschließlich 2020 die bestehende Rechtslage fortgelten. Ab Beginn des Jahres 2025 würden Ausschreibungen auf Flächen in Nord- und Ostsee stattfinden, die staatlich voruntersucht wurden. In den Jahren 2021 bis 2024 würde ein Übergangssystem implementiert, in welchem bestehende Projekte, d.h. Offshore-Windparkprojekte mit einer planungsrechtlichen Genehmigung oder einem Erörterungstermin in einem solchen Verfahren, die im Küstenmeer oder Cluster 1 bis 8 der AWZ Nordsee oder Cluster 1 bis 3 der AWZ der Ostsee liegen, an zwei Ausschreibungen im Jahr 2017 mit einem Ausschreibungsvolumen von jeweils MW teilnehmen können. Der O-NEP 2025 bildet hinsichtlich der Anbindungssysteme die Grundlage der beiden Ausschreibungen im Übergangssystem. Mithin können lediglich solche Windparks an den beiden Ausschreibungen teilnehmen, die über ein im O-NEP 2025 bestätigtes Anbindungssystem oder ein noch nicht vollständig ausgelastetes Anbindungssystem angeschlossen werden können, welches bereits Offshore-Windparks erschließt. Im Folgenden werden die einzelnen Schritte skizziert, die der Prüfung des O-NEP zu Grunde gelegt wurden. 2. Prüfung Der O-NEP stellt eine auf einen 10-Jahres-Horizont vorge nommene Planung von Anbindungssystemen zur Erschließung von Clustern für die gesamte Nord- und Ostsee Deutschlands dar. Im Gegensatz zum NEP, dessen Ziel der Ausbau des landseitigen Stromnetzes für eine sichere und zuverlässige Stromversorgung ist, handelt es sich beim O-NEP um einen Plan für Sammel-anbindungen zur Erschließung von Clustern. Daher unterscheidet sich auch die Prüfung des O-NEP von der Prüfung des NEP. Ein zentraler Punkt bei der Prüfung des landseitigen NEP ist z.b. die Prüfung der Wirksamkeit einer Maßnahme. Dabei wird untersucht, ob das Netz auch ohne diese Maßnahme sicher wäre und weiterhin zuverlässig betrieben werden könnte (sog. n-1 Kriterium). Im Unterschied dazu führt der Ausfall eines Offshore-Anbindungssystems zunächst nur dazu, dass der entsprechende Offshore-Windpark nicht mehr ins Stromnetz einspeisen kann. Solange die fehlende Einspeisung durch andere Stromeinspeisungen kompensiert werden kann, hat dies jedoch keinerlei Einfluss auf die Stabilität des Stromnetzes. Aufgrund der genannten Unterschiede zum NEP erfolgt die Prüfung des O-NEP anhand der nachfolgend genannten Kriterien: Im Folgenden werden die jeweiligen Bewertungsmaßstäbe dargestellt. 2.1 Berücksichtigung des Szenariorahmens Die ÜNB haben die Erzeugungsleistung aus Offshore- Windenergie gemäß des genehmigten Szenariorahmens für den O-NEP 2025 übernommen. Für die Szenarien B1, B2 und C 2025 wurde von den Übertragungsnetzbetreibern demnach die gesamte Erzeugungsleistung aus Offshore-Windenergie von MW auf MW in der Nordsee und MW in der Ostsee aufgeteilt. Das WindSeeG-E, insbesondere 17b EnWG-E i.v.m. 26 ff. WindSeeG-E, existierte zum Zeitpunkt der Genehmigung des Szenariorahmens 2025 und zum Zeitpunkt der Erstellung bzw. der Vorlage des zweiten Entwurfs des O-NEP 2025 durch die Übertragungs-

11 PRÜFUNGSERGEBNISSE ZUM OFFSHORE-NETZENTWICKLUNGSPLAN netzbetreiber noch nicht. Insofern konnten die Übertragungsnetzbetreiber diese geplanten gesetzlichen Regelungen noch nicht berücksichtigen. Sollte das WindSeeG-E bis zur Bestätigung des O-NEP 2025 in Kraft treten, erscheint eine Berücksichtigung der neuen Rechtslage jedoch als zwingend erforderlich, da gem. 17b Abs. 1 Satz 3 und 4 EnWG-E im O-NEP die Ziele des 1 WindSeeG-E zugrunde zu legen und die dementsprechend im O-NEP erforderlichen Anbindungsleitungen auf die Jahre 2021 bis 2024 zu verteilen sind. Hinsichtlich der Gestaltung der einzelnen Ausbauszenarien sowie der Verteilung der Leistung auf Nordsee und Ostsee bietet sich eine Orientierung am Szenariorahmen 2025 an. Dies bedeutet, dass von der nach neuer Rechtslage für das Jahr 2025 zu erwartenden installierten Gesamtleistung von MW an Offshore-Windenergie auf die Nordsee MW und auf die Ostsee MW entfallen. 2.2 Berücksichtigung der Bundesfachpläne Offshore Nach der gegenwärtigen Bewertung der Bundesnetzagentur wurden bei der Erstellung des O-NEP 2025 die Festlegungen des BFO für die Nordsee (BFO-N) sowie die Festlegungen des BFO für die Ostsee (BFO-O) zu Grunde gelegt. Dies gilt insbesondere für die durch die BFO vorgenommene Clustereinteilung innerhalb der AWZ und die Ermittlung des Erzeugungspotenzials der Cluster. 2.3 Ausbaubedarf Die Anhand der Differenz aus prognostizierter Offshore-Erzeugungsleistung für das Jahr 2025 und der durch das Startnetz bereits abgedeckten Übertragungskapazität ergibt sich der Ausbaubedarf im O NEP. Orientiert man sich dabei an der Übertragungskapazität der Anbindungsleitungen, umfasst die über das Startnetz derzeit zu berücksichtigende Leistung der Offshore-Windparks in der Nordsee ca MW sowie in der Ostsee MW. Allerdings lässt die Orientierung an der reinen Übertragungskapazität des Startnetzes außer Acht, dass in der Nordsee einige der Anbindungssysteme von vorneherein nicht voll ausgenutzt werden können, da die Übertragungskapazität der Startnetzleitungen bereits das gesamte Erzeugungspotenzial des jeweiligen Clusters überschreitet. Zieht man in diesen Fällen anstelle der Übertragungskapazität des Startnetzes das Erzeugungspotenzial von der prognostizierten Offshore-Erzeugungsleistung ab, wäre der Zubaubedarf in der Nordsee nicht um MW, sondern um ca MW zu kürzen. Andererseits kann nicht ausgeschlossen werden, dass im Rahmen der derzeitigen Rechtslage einzelne Windparkbetreiber nachträglich die Leistung ihres Windparks steigern, indem sie ganz oder teilweise die Anlagengröße erhöhen. Insoweit spräche einiges dafür, nach geltender Rechtslage weiterhin auf die Übertragungskapazität der Anbindungssysteme abzustellen, während nach zukünftiger Rechtslage auf das Erzeugungspotenzial abzustellen wäre, sofern dieses kleiner als die Übertragungskapazität des Anbindungssystems ist. Unterstellt man entsprechend der derzeit noch geltenden Rechtslage eine regionalisierte Leistung von MW in der Nordsee, verbliebe nach Abzug der ca MW noch ein Zubaubedarf von MW. Unterstellt man entsprechend ggf. zukünftiger Rechtslage eine regionalisierte Leistung von MW, verbliebe nach Abzug der ca MW für die Nordsee noch ein Zubaubedarf von MW. Wie viele Maßnahmen sich aufgrund dieses Ausbaubedarfs ergeben, hängt u. a. von der Übertragungskapazität der einzelnen Anbindungssysteme ab. Hier sind die standardisierten Technikvorgaben innerhalb des BFO zu berücksichtigen. Abhängig davon, ob der Ausbau in Nord- oder Ostsee vorgesehen ist, werden unterschiedliche Anbindungskonzepte verfolgt. Die Netzanbindung erfolgt in der Nordsee laut Vorgabe des BFO-N standardmäßig mittels DC Technologie (d. h. Gleichstrom) und mit einer übertragbaren Leistung von 900 MW pro Seekabel. In der Ostsee erfolgt sie gemäß BFO-O standardmäßig mittels AC-Technologie (d. h. Wechselstrom) und mit einer übertragbaren Leistung von 250 MW pro Seekabel. Die Übertragungsnetzbetreiber sind diesen Standardisierungsvorgaben des BFO-N und BFO-O gefolgt. Bei dem festgelegten Standard von 900 MW pro Anbindungsmaßnahmen werden demnach in der Nordsee nach gegenwärtiger Rechtslage drei Anbindungssysteme, nach ggf. zukünftiger Rechtslage vier Anbindungssysteme benötigt. In der Ostsee wird sowohl nach bestehender als auch ggf. zukünftiger Rechtslage grundsätzlich ein weiteres Anbindungssystem (bestehend aus zwei 250 MW AC-Seekabeln) benötigt. Es erscheint derzeit weiterhin sinnvoll, Anbindungssysteme in der Ostsee mit einer Übertragungskapazität von 500 MW zu planen, um den Anschluss von

12 12 BUNDESNETZAGENTUR ZUSAMMENFASSUNG ZUM START DER KONSULTATION Offshore-Windparks mit einer größeren Leistung als 250 MW zu ermöglichen. Dies begegnet dem Umstand, dass aufgrund der Begrenzung des Ausbaupfades in Verbindung mit der Regionalisierung das nächste Anbindungssystem bei einer Übertragungskapazität von 250 MW voraussichtlich erst vier Jahre später fertiggestellt würde. 2.4 Kriterien für die zeitliche Abfolge Auf Basis der in 17b Abs. 2 S. 3 EnWG vorgeschlagenen Kriterien haben die ÜNB bei ihrer Prüfung folgende Kriterien (in entsprechender Rangfolge) zu Grunde gelegt, um die zeitliche Staffelung der Offshore-Netzausbaubaumaßnahmen zu ermitteln: 1) Küstenentfernung, 2) jeweiliges Erzeugungspotential eines Offshore-Windenergie-Clusters, 3) geplante Inbetriebnahme der Netzverknüpfungspunkte (NVP) und Dabei ist dieses Kriterium so anzuwenden, dass unbillige Härten durch den Wechsel vom windparkspezifischen Anbindungsregime zum Regime des O-NEP verhindert werden. Weitere Kriterien, die eine Änderung der zeitlichen Reihung aufgrund des Realisierungsfortschritts bewirken können, sind nach derzeitiger Einschätzung der Bundesnetzagentur grundsätzlich nicht ersichtlich. Unter Berücksichtigung der geplanten Regelungen zur Ausschreibung von Offshore-Windenergie soll der O-NEP entsprechend der Begründung zu 17b EnWG-E ausreichend Anbindungssysteme vorsehen, damit alle bestehenden Projekte im Sinne des 26 Abs. 2 WindSeeG E an den Ausschreibungen in der Übergangsphase teilnehmen können. Diese Anforderung könnte man auch dahingehend auslegen, dass im Rahmen der zeitlichen Staffelung eine Vorauswahl vor Anwendung der übrigen Kriterien dahingehend stattfindet, dass zunächst die Anbindungssysteme zu realisieren sind, die erforderlich sind, um allen bestehenden Projekten gem. 26 Abs. 2 WindSeeG-E die Teilnahme an den beiden Ausschreibungen im Übergangssystem zu ermöglichen. 4) Realisierungsfortschritt der anzubindenden Offshore-Windparks. Die Anwendung der Kriterien sowie deren Reihung im zweiten Entwurf des O-NEP erachtet die Bundesnetzagentur als sachgerecht. Die Bundesnetzagentur hält das Kriterium Küstenentfernung in der von den ÜNB vorgeschlagenen Ausgestaltung derzeit für sachgerecht. In der Nordsee erfolgt von den ÜNB eine Aufteilung in fünf Zonen, während in der Ostsee von den Übertragungsnetzbetreibern nur eine einzige Zone vorgesehen ist. In der Ostsee werden demnach alle Cluster bezüglich ihrer Küstenentfernung gleichrangig behandelt. Die Anwendung des Kriteriums Erzeugungspotential eines Offshore-Windenergie-Clusters hält die Bundenetzagentur ebenfalls für sachgerecht. Der Bundesnetzagentur erscheint auch das Kriterium der geplanten Inbetriebnahme der Netzverknüpfungspunkte als korrektives Kriterium sachgerecht angewandt. Das Kriterium Realisierungsfortschritt der anzubindenden Offshore-Windparks ist aus Sicht der Bundesnetzagentur als korrektives Kriterium anzuwenden, um ein grob unangemessenes Ergebnis zu vermeiden. 2.5 Angabe von Terminen Die ÜNB haben im zweiten Entwurf des O-NEP 2025 als Beginn der Umsetzung das Jahr der Beauftragung bzw. Vergabe der Anbindungsleitung zugrunde gelegt. Dies ist aus Sicht der Bundesnetzagentur sachgerecht. Der O-NEP muss ferner den geplanten Zeitpunkt der Fertigstellung der Anbindungsmaßnahmen enthalten. Der O-NEP entspricht aus jetziger Sicht der Bundesnetzagentur dieser Anforderung. Der zweite Entwurf des O-NEP sieht als Zeiträume vom Beginn der Umsetzung bis zur Fertigstellung der Anbindungssysteme generell 5 Jahre für die Nordsee und 3,5 Jahre für die Ostsee vor. Dabei gehen die ÜNB von einem Zeitraum von 60 Monaten für die Realisierung der DC Anbindungssysteme in der Nordsee und von 42 Monaten für die Realisierung der AC Anbindungssysteme in der Ostsee aus. Diese Zeitangaben erscheinen aus Sicht der Bundesnetzagentur nach derzeitiger Sachlage für den diesjährigen O-NEP zulässig. Allerdings haben sich mit Einführung der gesetzlichen Begrenzung der jährlich zu vergebenden Kapazität bzw. ggf. zukünftig mit der Beschränkung des Ausschreibungsvolumens und der Ausrichtung des Ausbaubedarfs des O-NEP an dieser Begrenzung die Termine zur

13 PRÜFUNGSERGEBNISSE ZUM OFFSHORE-NETZENTWICKLUNGSPLAN geplanten Fertigstellung an der frühestmöglichen Nutzung von zugewiesenen Kapazitäten auf dem jeweiligen Anbindungssystem zu orientieren und nicht mehr wie noch im O-NEP 2013 an der schnellstmöglichen Realisierung eines Anbindungssystems. Infolgedessen führt eine kürzere Realisierungsdauer nicht zu einer früheren Fertigstellung, sondern zu einer späteren Beauftragung. 2.6 Zeitliche Staffelung der Anbindungsmaßnahmen Zeitliche Staffelung der Anbindungsmaßnahmen in der Nordsee Die zeitliche Staffelung der Anbindungsmaßnahmen erscheint nach der derzeitiger Einschätzung der Bundesnetzagentur sachgerecht. Im ersten Schritt erfolgt zunächst eine Auswahl gemäß der Küstenentfernung in Form der Zonen. In Zone 1 befinden sich die Cluster 0 (Küstenmeer Nordsee), Cluster 1, Cluster 2, Cluster 3, Cluster 4 und teilweise Cluster 5. Cluster 0, Cluster 2 und Cluster 4 werden bereits vollständig durch Anbindungssysteme des Startnetzes abgedeckt. Der Anteil von Cluster 5, welcher sich in Zone 1 befindet, wird ebenfalls durch das Startnetz abgedeckt. Somit müssen innerhalb von Zone 1 nur noch die Cluster 1 und Cluster 3 betrachtet werden. Die Entscheidung, welches Cluster in Zone 1 zuerst angeschlossen wird, wird anhand des Kriteriums des Erzeugungspotenzials getroffen. Da das noch zu erschließende Erzeugungspotenzial in Cluster 3 höher ist als in Cluster 1, wird zunächst Cluster 3 erschlossen, danach Cluster 1, und dann wieder Cluster 3. Gemäß dem Kriterium Küstenentfernung würde als nächstes die Zone 2 erschlossen. In Zone 2 ganz oder teilweise nicht erschlossen sind die Cluster 6 und 7 sowie ein Teil von Cluster 5. Cluster 8 wird derzeit bereits durch Maßnahmen des Startnetzes weitestgehend erschlossen. Eine Erschließung der verbleibenden ca. 280 MW durch ein weiteres Anbindungssystem erscheint nicht sachgerecht und widerspricht dem Grundsatz eines bedarfsgerechten und wirtschaftlichen Ausbaus der Anbindungssysteme. Entsprechend dem noch zu erschließenden Erzeugungspotenzial werden die Cluster in folgender Reihenfolge erschlossen: Cluster 7, Cluster 6, Cluster 5 und zuletzt nochmals Cluster 7. Bei einer Plausibilitätskontrolle der vorstehend geschilderten Staffelung der Anbindungssysteme anhand des Kriteriums Realisierungsfortschritt der anzubindenden Offshore-Windparks könnte sich nach gegenwärtiger Auffassung der Bundesnetzagentur allerdings ein Korrekturbedarf ergeben. Entsprechend des bestätigten O-NEP 2013 könnten die Anbindungsmaßnahmen NOR-7-1 und NOR-5-2 vor NOR-3-2 (und NOR-6-3) realisiert werden, da beide zu Clustern mit Offshore- Windparks führen, welche zum Zeitpunkt des Inkrafttretens des novellierten EnWG am bereits einen fortgeschrittenen Realisierungsfortschritt anhand der alten Rechtslage nachgewiesen hatten. Nach ggf. zukünftiger Rechtslage wäre ein Vorziehen der beiden Anbindungssysteme unabhängig vom Vorliegen eines etwaigen Realisierungsfortschritts auch erforderlich, da den Windpark-Projekten in den Clustern 3 und 6 eine Teilnahme an den Ausschreibungen nach neuer Rechtslage bereits über die ersten Anbindungen nach Cluster 3 und 7 ermöglicht würde. Insoweit soll der O NEP soll gem. 17b Abs. 3 EnWG-E auch Festlegungen enthalten, in welchem Umfang bestehende Offshore-Windparkprojekte im Sinne des 26 Abs. 2 WindSeeG-E im Rahmen des Übergangssystems in den Jahren 2021 bis 2024 ausnahmsweise auch über Anbindungssysteme angeschlossen werden, die eigentlich nicht den eigenen, sondern einen anderen Cluster erschließen (sog. clusterübergreifender Anschluss). Gegenwärtig kommt nach Ansicht der Bundesnetzagentur ein clusterübergreifender Anschluss lediglich für nicht erschlossene Projekte in Cluster 6 (und ggf. 8) über das Anbindungssystem NOR-7-1 in Betracht. Infolgedessen ergäbe sich für die drei im Rahmen des O-NEP 2025 erforderlichen Anbindungssysteme folgende Reihung: NOR-3-3, NOR-1-1, NOR-7-1, bzw. unter Berücksichtigung der ggf. zukünftigen Rechtslage: NOR-3-3, NOR-1-1, NOR-7-1, NOR-5-2. Nach bestehender Rechtslage würde das erste Anbindungssystem NOR-3-3 erst ab frühestens 2022 benötigt, da durch die Bundesnetzagentur erst für das Jahr 2022 erneut bis zu 400 MW Kapazität zugewiesen werden könnten. Entsprechend 17b Abs. 1 Satz 3 und 4 EnWG-E soll der Ausbau der Anbindungssysteme jedoch in den Jahren 2021 bis 2030 stetig erfolgen. Daher wäre das erste Anbindungssystem nach zukünftiger Rechtslage bereits mit einer geplanten Fertigstellung ab frühestens 2021 bestätigungsfähig. Im Übrigen sollte sich die geplante Fertigstellung des jeweiligen Anbindungssystems ab 2021 weiterhin grundsätzlich an der Regionalisierung entsprechend der Methodik

14 14 BUNDESNETZAGENTUR ZUSAMMENFASSUNG ZUM START DER KONSULTATION des Szenariorahmens 2025 orientieren. Der so regionalisierten Leistung sind das Startnetz und das bestätigungsfähige Zubaunetz in den jeweiligen Jahren gegenüberzustellen. Daher ergäbe sich für die drei im Rahmen des O-NEP 2025 erforderlichen Anbindungssysteme folgende Beauftragungs-/Fertigstellungstermine: 2018/2023 NOR-3-3, 2019/2024 NOR-1-1, 2020/2025 NOR-7-1, bzw. unter Berücksichtigung der ggf. zukünftigen Rechtslage: 2016/2021 NOR-3-3, 2017/2022 NOR-1-1, 2019/2024 NOR-7-1, 2020/2025 NOR-5-2. D. h., bei einer effizienten und bedarfsgerechten Ermittlung wäre auch nach ggf. zukünftiger Rechtslage in 2023 kein weiteres Anbindungssystem erforderlich, da bereits die gesamte prognostizierte Leistung durch das Startnetz einschl. der in 2021 und 2022 zu realisierenden Anbindungssysteme NOR-3-3 und NOR-1-1 abgeführt werden könnte. Allerdings würden dann ein genehmigtes noch nicht erschlossenes Potenzial in Cluster 5 der Nordsee nicht einem Anbindungssystem zugeordnet werden können und damit von der Ausschreibung im Übergangssystem ausgeschlossen. Daher gibt die Vorschrift des 17b Abs. 1 Satz 4 Prüfung der Anbindungsmaßnahmen 1. Berücksichtigung des Szenariorahmens 2. Berücksichtigung der Bundesfachpläne Offshore 3. Ausbaubedarf 4. Kriterien für die zeitliche Abfolge der Umsetzung a) Küstenentfernung Vorrang- und Eignungsgebiete b) Erzeugungspotenzial c) Geplante Inbetriebnahme der Netzanknüpfungspunkte d) Realisierungsfortschritt der anzubindenden OWP 5. Angabe von Terminen a) Verbindlicher Termin für den Beginn der Umsetzung b) Geplanter Zeitpunkt der Fertigstellung 6. Zeitliche Staffelung der Anbindungsmaßnahmen EnWG-E vor, dass alle Anbindungssysteme, die erforderlich sind, um gem. 17b Abs. 1 Satz 3 EnWG-E die Ziele des 1 WindSeeG-E zu erreichen, auf die Jahre 2021 bis 2024 verteilt werden sollen. Infolgedessen müsste das Anbindungssystem NOR-5-2 bereits im Jahr 2024 realisiert werden. Allerdings würde dies sowohl zur zeitgleichen Realisierung zweier Anbindungssysteme in einem Jahr als auch zum Ausbleiben einer Anbindung von Offshore-Windparks in 2023 führen. Gerade Letzteres will der Gesetzgeber jedoch mit der Regelung des 17b Abs. 1 Satz 4 EnWG-E vermeiden. Daher erscheint ein Vorziehen der geplanten Fertigstellung von NOR-5-2 auf das 2023 derzeit vorzugswürdig Zeitliche Staffelung der Anbindungsmaßnahmen in der Ostsee Die zeitliche Staffelung der Anbindungsmaßnahmen erscheint nach der derzeitiger Einschätzung der Bundesnetzagentur nicht als sachgerecht. Da sämtliche Cluster der Ostsee derselben Zone zugeordnet sind, wird anhand des Entfernungs-Kriteriums keine Vorauswahl getroffen. Entscheidend für die Zuordnung ist demnach das noch zu erschließende Erzeugungspotenzial. Die Cluster 1, 2 und 4 werden entsprechend dem bestätigten O NEP 2024 und dem zweiten Entwurf des O-NEP 2025 über Sammelanbindungen erschlossen, auf welchen Offshore-Windparks aus allen drei Clustern Kapazitäten beantragen können. Dies führt dazu, dass das nächste Anbindungssystem zu Cluster 1, 2 und 4 geführt würde (Anbindungssystem OST-B-1). Für OST-B-1 ist ein Netzverknüpfungspunkt verfügbar, daher muss keine Korrektur der Staffelung anhand des Kriteriums Geplante Inbetriebnahme der Netzverknüpfungspunkte erfolgen. Eine Korrektur der Reihenfolge über das Kriterium des Realisierungsfortschritts kommt nach derzeitiger Auffassung der Bundesnetzagentur ebenso wenig in Betracht. Nach bestehender Rechtslage würde das Anbindungssystem OST-B-1 frühestens ab 2022 benötigt, da durch die Bundesnetzagentur erst für das Jahr 2022 erneut bis zu 400 MW Kapazität zugewiesen werden könnten. Entsprechend 17b Abs. 1 Satz 3 und 4 EnWG-E soll der Ausbau der Anbindungssysteme jedoch in den Jahren 2021 bis 2030 stetig erfolgen. Daher wäre OST-B-1 nach zukünftiger Rechtslage mit einer geplanten Fertigstel-

15 PRÜFUNGSERGEBNISSE ZUM OFFSHORE-NETZENTWICKLUNGSPLAN lung frühestens ab 2021 bestätigungsfähig. Im Übrigen sollte sich die geplante Fertigstellung des jeweiligen Anbindungssystems ab 2021 weiterhin grundsätzlich an der Regionalisierung entsprechend der Methodik des Szenariorahmens 2025 orientieren. Der so regionalisierten Leistung sind das Startnetz und das bestätigungsfähige Zubaunetz in den jeweiligen Jahren gegenüberzustellen. Daher ergäbe sich für das im Rahmen des O-NEP 2025 erforderliche Anbindungssystem folgende Beauftragungs-/Fertigstellungstermine: 2020/2023 OST-B-1, bzw. unter Berücksichtigung der ggf. zukünftigen Rechtslage: 2019/2022 OST-B Vorläufige Prüfungsergebnisse Die vorbehaltlich weiterer Erkenntnisse als bestätigungsfähig bzw. als nicht bestätigungsfähig angesehenen Maßnahmen sind in Abbildung 1 für die Nordsee und in Abbildung 2 für die Ostsee dargestellt.

16 16 BUNDESNETZAGENTUR ZUSAMMENFASSUNG ZUM START DER KONSULTATION

17 PRÜFUNGSERGEBNISSE ZUM OFFSHORE-NETZENTWICKLUNGSPLAN Nachfolgend genannte Anbindungssysteme sind unter Berücksichtigung der gegenwärtig geltenden Rechtslage aus heutiger Sicht bestätigungsfähig: Tabelle 1: bestätigungsfähig Anbindungssystem Maßnahmen-Nummer, Bezeichnung d. Maßnahme Beginn Umsetzung/ Zeitpunkt der geplanten Fertigstellung NOR , HGÜ-Verbindung NOR-3-3 (DolWin 6) 2018/2023 NOR-1-1 3, HGÜ-Verbindung NOR-1-1 (DolWin 5) 2019/2024 NOR , HGÜ-Verbindung NOR-7-1 (BorWin 5) 2020/2025 OST-B-1 B1.1, AC-Verbindung OST-B /2023 Nachfolgend genannte Anbindungssysteme wären unter Berücksichtigung des WindSeeG-E, insbesondere 17b EnWG-E i.v.m. 26 ff. WindSeeG-E, aus heutiger Sicht bestätigungsfähig: Tabelle 1: bestätigungsfähig Anbindungssystem Maßnahmen-Nummer, Bezeichnung d. Maßnahme Beginn Umsetzung/ Zeitpunkt der geplanten Fertigstellung NOR , HGÜ-Verbindung NOR-3-3 (DolWin 6) 2016/2021 NOR-1-1 3, HGÜ-Verbindung NOR-1-1 (DolWin 5) 2017/2022 NOR , HGÜ-Verbindung NOR-5-2 (SylWin 2) 2018/2023 NOR , HGÜ-Verbindung NOR-7-1 (BorWin 5) 2019/2024 OST-B-1 B1.1, AC-Verbindung OST-B /2022

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19 Impressum Herausgeber Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen Referat Beteiligung Tulpenfeld 4, Bonn Tel.: Fax.: Stand Juni 2016 Fotografie/Bildnachweis 123rf Druck Siebengebirgsdruck

20 Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen Tulpenfeld Bonn Telefon: Folgen Sie uns auf twitter.com/netzausbau Besuchen Sie uns auf youtube.com/netzausbau Informieren Sie sich bei slideshare.net/netzausbau Abonnieren Sie den netzausbau.de/newsletter