AquaVentus Förderverein e. V. nimmt die Möglichkeit zur Stellungnahme im Rahmen der Konsultation des zweiten Entwurfs des Netzentwicklungsplans Strom 2025–2037/2045 wahr. Als Interessenvertretung von Mitgliedsunternehmen entlang der gesamten Offshore-Wasserstoff-Wertschöpfungskette vertritt AquaVentus das Ziel, Offshore-Windenergie und Offshore-Elektrolyse als komplementäre Bausteine einer integrierten Nordseestrategie zu entwickeln. Die nachfolgende Stellungnahme konzentriert sich auf fünf Punkte, die aus AquaVentus-Sicht im vorliegenden NEP-Entwurf einer Korrektur oder Ergänzung bedürfen.
1. Bestätigung der ONAS in Zone 4 auf Basis einer unvollständigen Planungsgrundlage
Die Bundesnetzagentur stuft fünf Offshore-Anbindungssysteme für die Gebiete N-14 und N-16 in Zone 4 (NOR-14-1, NOR-14-2, NOR-16-1, NOR-16-2, NOR-16-3) mit Inbetriebnahmeterminen 2036–2037 als bestätigungsfähig ein. AquaVentus nimmt diese Bestätigung zur Kenntnis, hält sie jedoch für verfrüht und auf einer unvollständigen Planungsgrundlage beruhend.
Das Kernproblem: Die Bestätigung dieser fünf ONAS basiert auf der impliziten Prämisse, dass der gesamte Energieertrag der Offshoreparks in Zone 4 als Strom an Land transportiert werden muss. Diese Prämisse ist aktuell noch eine Grundlage aus dem Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG), steht allerdings zur Novellierung und damit zur Disposition. Offshore-Wasserstoffproduktion – die Erzeugung von H₂ durch Elektrolyseure direkt auf See – reduziert strukturell den Bedarf an teuren HGÜ-Seekabelkapazitäten: Windstrom, der vor Ort in Wasserstoff gewandelt wird, muss nicht als Strom an Land transportiert werden. Jedes GW Offshore-Elektrolysekapazität in Zone 4 verringert den erforderlichen ONAS-Ausbau entsprechend.
Dies ist kein theoretisches Argument, sondern das Kernprinzip hinter SEN-1 und SEN-X: Ein einziges HGÜ-Seekabelsystem (2 GW) kostet all-in ca. 13–15 Mio. EUR/km; die äquivalente H₂-Pipeline-Kapazität (20 GW₂, DN 1200) liegt bei ca. 10–14 Mio. EUR/km – bei zehnfacher Transportkapazität. Die Bestätigung von fünf weiteren ONAS für Zone 4, ohne zuvor den Einfluss von Offshore-Elektrolyse auf den ONAS-Bedarf zu analysieren, zementiert einen infrastrukturellen Pfad, dessen volkswirtschaftliche Vorteilhaftigkeit bislang nicht hinreichend nachgewiesen wurde.
Vier unabhängige Studien – E-Bridge (2024), Fraunhofer IEE (2024), Frontier Economics (2025) und Ramboll (2026) – kommen zum selben Befund: Der hybride Pfad (weniger ONAS, ergänzt durch Offshore-H₂-Pipelines) ist in allen Szenarien wirtschaftlich überlegen. Eine Bestätigung der fünf ONAS ohne diese Analyse nachzuvollziehen, bedeutet, Milliardeneinsparungen für Stromverbraucher und das Energiesystem ungeprüft zu ignorieren.
AquaVentus fordert: Die Bundesnetzagentur möge vor der endgültigen Bestätigung der Zone-4-ONAS eine Sensitivitätsanalyse durchführen, die quantifiziert, wie unterschiedliche Anteile von Offshore-Elektrolysekapazität in Zone 4 den ONAS-Bedarf verändern.
2. Offshore-Wasserstoff als Abnehmer in den Szenariorahmen NEP 2027 aufnehmen
Der vorliegende NEP Strom 2025 berücksichtigt Offshore-Elektrolyseure und dedizierte Offshore-H₂-Pipelines in den Zonen 4 und 5 nicht, sondern klammert diese vollständig aus dem Planungshorizont aus. Dies steht im Widerspruch zu den energie- und klimapolitischen Zielen der Bundesregierung sowie zu den Planungsgrundlagen des NEP Gas und Wasserstoff 2025 (01. 06. 2026), der 186 km Offshore-Neubautrassen für Wasserstoffleitungen ausweist.
AquaVentus fordert die Bundesnetzagentur auf, den Szenariorahmen für den NEP Strom 2027 um einen Offshore-Sektorenkopplungspfad zu ergänzen. Eine Offshore-H₂-Pipeline (DN 1200, 100 bar, 20 GW₂ Kapazität) kostet ca. 10–14 Mio. EUR/km – was bei Normierung auf die Transportkapazität ca. 0,51–0,70 Mio. EUR/(GW·km) entspricht gegenüber ca. 7,0 Mio. EUR/(GW·km) für ein HGÜ-Seekabelsystem. Selbst bei vollständiger Rückverstromung ist die H₂-Pipeline-Route mehr als fünfmal günstiger pro GWₑₗ·km.
3. Gleichbehandlung von Offshore-Elektrolyseuren mit Onshore-Flexibilität
Die BNetzA erkennt an, dass Onshore-Elektrolyseure als flexible Last die Netzausbaubedarfe reduzieren können. Im genehmigten Szenariorahmen sind Elektrolyseur-Standortlisten enthalten; gemeinsame Annahmen von Strom-NEP und Gas/H₂-NEP wurden erstmals harmonisiert. Dieselbe Logik wird für Offshore-Elektrolyseure nicht angewendet, obwohl der physikalische Mechanismus identisch ist: Ein Offshore-Elektrolyseur, der bei hohem Winddargebot aktiviert wird, reduziert die ins Netz eingespeiste Strommenge und verringert damit Redispatch-Bedarfe sowie die Auslastungsanforderungen der ONAS.
AquaVentus fordert Gleichbehandlung: Offshore-Elektrolyseure müssen als flexible Lasten in der Netzplanung berücksichtigt werden, analog zu Onshore-Elektrolyseuren. Dies ist eine Frage der methodischen Kohärenz, nicht der technologischen Machbarkeit.
4. Marktabfrage-Daten als verbindliche Planungsgrundlage
AquaVentus hat im Rahmen der offiziellen Marktabfrage für den NEP Strom 2025 am 13. März 2026 folgende Projektdaten bei den ÜNB eingereicht: SEN-1 (1 GW Offshore-Windleistung, angestrebte Inbetriebnahme 2032 und später) sowie SEN-X (10 GW Offshore-Windleistung, Gesamt-potenzial Zonen 4+5, angestrebte Inbetriebnahme 2037–2045). Diese Daten finden im vorliegenden 2. Entwurf des NEP Strom keine angemessene Berücksichtigung.
AquaVentus fordert: Die ÜNB und die BNetzA mögen im Rahmen des NEP 2027 explizit darlegen, wie die Marktabfrage-Daten zu SEN-1 und SEN-X in die Planung eingeflossen sind oder warum sie nicht berücksichtigt wurden. Transparenz über die Planungsgrundlagen ist Voraussetzung für eine sachgerechte Konsultation.
5. WindSeeG-Novelle als notwendige Voraussetzung
Die rechtliche Grundlage für Offshore-Sektorenkopplung ist im geltenden Windenergie-auf-See-Gesetz nicht verankert. Offshore-Sektorkopplung erfordert mindestens: eine Anpassung des WindSeeG, die dedizierte Offshore-Elektrolyseur-Flächen und den kombinierten Betrieb von OFW und Elektrolyseur im Offshore-Bereich ermöglicht, ein angepasstes Ausschreibungsmodell für SEN-1 sowie eine klargestellte Regulierung der Schnittstellen zwischen OFW-Betreiber, Elektrolyseur-Betreiber, e-ÜNB und g-ÜNB.
AquaVentus fordert die BNetzA auf, im Rahmen der Empfehlungen an den Gesetzgeber die WindSeeG-Novelle als Voraussetzung für eine rechtssichere Netzplanung mit Offshore-Sektorenkopplungskomponente zu nutzen und den NEP Strom dementsprechend fortzuführen.
Zusammenfassung der AquaVentus-Stellungnahme
1. Sensitivitätsanalyse ONAS-Bedarf vs. Offshore-Elektrolyseanteil in Zone 4 vor endgültiger Bestätigung der fünf ONAS (NOR-14/NOR-16) – volkswirtschaftliche Einsparungen liegen im Milliardenbereich. 2. Offshore-Sektorenkopplungspfad in Szenariorahmen NEP 2027 aufnehmen. 3. Offshore-Elektrolyseure methodisch gleichbehandeln wie Onshore-Flexibilität. 4. Transparenz über Einfluss der Marktabfrage-Daten (SEN-1, SEN-X) in NEP 2027. 5. WindSeeG-Novelle als Voraussetzung für NEP-konforme Offshore-Sektorkopplung priorisieren.