Wir wollen den Wind an Land Zubau so schnell wie möglich auf (brutto) 10 Gigawatt pro Jahr steigern. Das ist eine Versiebenfachung des Ausbautempos gegenüber dem Durchschnitt von 1,4 GW brutto in 2019-21, eine Verfünffachung gegenüber den 2 GW in 2022. 10 GW Zubau pro Jahr brauchen wir, um 2030 115 GW Wind an Land für 80% EE-Strom zu erreichen, sowie 2035 ca. 160 GW für nahezu 100% EE-Strom.

Zentral ist es, nun vom Ende her zu denken und zu schauen, was noch getan werden muss, damit wir jährlich den Zubau erreichen, den wir für die langfristigen Ziele brauchen. Auf Basis der am 24. März 2023 veröffentlichten BMWK-Eckpunkte für eine Windenergie-an-Land-Strategie mit 12 Handlungsfeldern und vielen Maßnahmen werden wir nach Konsultation der Länder und Verbände noch im Frühjahr 2023 eine ressortabgestimmte Windenergie- an- Land-Strategie veröffentlichen. Gleichzeitig arbeiten wir an der Umsetzung der Maßnahmen. Insbesondere wollen wir a) ausreichend Flächen verfügbar machen, b) Genehmigungen noch stärker vereinfachen und beschleunigen, c) Investitionssicherheit gewährleisten, Wertschöpfungsketten stärken, den Fachkräftemangel beheben und den Transport erleichtern. Jährliche Monitoringberichte zeigen uns, welche weitere Maßnahmen nötig sind, um auf Zielkurs zu kommen.

• a) Für ausreichend Flächen haben wir mit dem Windenergieflächenbedarfsgesetz beschlossen, dass die Länder bis 2027 im Schnitt 1,4 und bis 2032 im Schnitt 2 Prozent ihrer Landesfläche zur Verfügung stellen. Für die kurzfristige Flächenverfügbarkeit wurden mit dem EnSiG 3.0 erste Maßnahmen verabschiedet. Mit einer BauGB-Novelle im Herbst wurde die Bereitstellung von Braunkohletagebaufolgeflächen erleichtert. Als nächste Schritte wollen wir die kurzfristige Flächenverfügbarkeit vor allem für die Versorgung der Industrie verbessern (Beschluss Koalitionsausschuss). Vor dem Hintergrund der Energiepreiskrise ist die Versorgung mit Strom aus erneuerbaren Energien zum Standortfaktor geworden. Neue, dezentrale Wind- und Solarparks in der Nähe von Industriestandorten können Industrie und Gewerbe mit kostengünstigem Strom versorgen. Außerdem soll der Handlungsspielraum für Kommunen erweitert werden, indem die Kommunen auch dann Flächen für Windenergie ausweisen können, wenn die regionalen Planungen in ihrem Gebiet keine Windflächen vorgesehen haben. Auch der Handlungsspielraum für Länder soll erweitert werden, wenn sie die allgemeine Außenbereichsprivilegierung vorziehen wollen. Schließlich soll eine Flächenspezifische Außenbereichsprivilegierung für besonders geeignete Flächen eingeführt werden. Außerdem prüfen wir die nötigen Rahmenbedingungen damit eine direkte Belieferung der benachbarten Unternehmen ermöglicht wird, z.B. eine Anpassung der Netzentgelt-Regelungen.
  
  
• b) Um Genehmigungen zu vereinfachen, haben wir das Bundesnaturschutzgesetz novelliert und die EU Notfallverordnung umgesetzt. Als nächste Schritte wollen wir Beschleunigungsmöglichkeiten im Bundesimmissionsschutzgesetz und im Bereich des Luft- & Straßenverkehrs heben, im Artenschutz die probabilistische Methode zulassen und den Umgang mit Habitatpotential-Analysen, Fledermausabschaltungen sowie die Artenschutzprüfung im Planungsverfahren vereinheitlichen. Praxisleitfäden sollen die gesetzlichen Änderungen schnell in die Umsetzung bringen. Darüber hinaus sollen im Rahmen der Umsetzung der RED die Regelungen zur Notfallverordnung verstetigt werden.
  
  
• c) Um Investitionssicherheit zu gewährleisten, haben wir i.R. des sog. Osterpakets das EEG novelliert und sichern im EEG der Branche zu, dass wir den Ausbaupfad von 10 GW jährlich konstant halten wollen, bis wir Ende der 2030er Jahre 160 GW installierte Kapazität erreichen. Das EEG ist beihilferechtlich genehmigt zum 1.1.2023 in Kraft getreten und gibt der Branche Planungssicherheit. Diese Planungs- und Investitionssicherheit ist auch zentral, um Wertschöpfungsketten zu stärken und Fachkräftemangel zu beheben, denn damit lohnen sich Investitionen in den Aufbau von Produktionskapazitäten, Personalentwicklung, Umschulung und Weiterbildung. In diesen Bereichen sowie bei der Erleichterung des Transports laufen diverse Prozesse im BMWK und in anderen Ressorts. Wir wollen die Realisierung von Windparks nach der Genehmigungserteilung beschleunigen, in dem wir den Betreibern gesetzliche Rechte einräumen, Grundstücke zur Verlegung von Netzanschlussleitungen zu nutzen und Grundstücke bei der Errichtung von Windenergieanlagen zu überfahren und zu überschwenken. Wir wollen die StVO und/oder ihren Vollzug anpassen damit Genehmigungen zum Transport von Windenergieanlagenteilen schneller erteilt werden.

Wir wollen den PV Zubau so schnell wie möglich auf 22 Gigawatt pro Jahr steigern. Das ist gegenüber dem durchschnittlichen Zubau von knapp 5 GW in den Jahren 2019-21 mehr als eine Vervierfachung des Ausbautempos, gegenüber den 7,3 GW Zubau in 2022 eine Verdreifachung. Diesen Zubau brauchen wir, um 2030 215 GW PV für 80 % EE-Strom zu erreichen, sowie 2035 309 GW für nahezu 100 % EE-Strom, und 2040 400 GW für die vollständige Dekarbonisierung aller Sektoren.

Zentral ist es auch hier, vom Ende her zu denken und zu schauen, was jetzt noch getan werden muss, damit wir jährlich den Zubau erreichen, den wir für die langfristigen Ziele brauchen. Wir erarbeiten daher parallel zum Vorgehen bei Wind an Land mit den Stakeholdern eine PV-Strategie mit den erforderlichen Maßnahmen, die anschließend schrittweise umgesetzt wird. Insbesondere wollen wir a) den Ausbau von Freiflächenanlagen beschleunigen, b) PV auf großen Dächern, kleinen Dächern, Balkonen und für Mieter erleichtern, c) Netzanschlüsse beschleunigen sowie d) Planungs- und Investitionssicherheit gewährleisten. Parallel dazu müssen wir die Akzeptanz für den Ausbau erhalten, Wertschöpfungsketten stärken und den Fachkräftemangel beheben.

• a) Um die Errichtung von Freiflächenanlagen zu erleichtern, haben wir die Flächenkulisse um neue Flächensegmente erweitert (Seitenrandstreifen, Moor-PV, Agri-PV), die finanzielle Beteiligung der Kommunen bei Neu- und Bestandsanlagen eingeführt und die Ausschreibungsgrenzen auf 1 MW angehoben (Bürgerenergie: 6 MW). Als nächste Schritte planen wir (mit BMWSB) weitere Erleichterungen für hofnahe Agri-PV, in Gewerbe und Industriegebieten sowie (mit BMF) bei der steuerlichen Behandlung von Hofübergaben.
  
  
• b) Um PV auf Gebäuden zu erleichtern, haben wir attraktive Vergütungen für Volleinspeiser eingeführt, die Ausschreibungsgrenze auf 1 MW erhöht und die Degression ausgesetzt. Um Mieterstrom und Eigenverbrauch zu erleichtern, haben wir die EEG-Umlage abgeschafft, die Quartiersversorgung mit Mieterstrom zugelassen, Größenbegrenzungen gestrichen und Dienstleister zugelassen. Zudem wurden für kleinere PV-Anlagen bis 30 kW viele Steuerprivilegien eingeführt. Als nächste Schritte planen wir moderate Ausnahmen von der Direktvermarktung für Gewerbeanlagen mit hohem Eigenverbrauch und eine Vereinfachung der Anlagenzusammenfassung im EEG. Für Balkon-PV planen wir die Vereinfachung der Anmeldung und die Stärkung der Rechte von Mietern und Wohnungseigentümern.
  
  
• c) Um Netzanschlüsse zu beschleunigen, haben wir die Einführung eines digitalen Anschlussverfahrens in der Niederspannung auf den Weg gebracht, dass ab 1.1.2025 das Massengeschäft mit Dachanlagen erleichtern wird (bis 30 kW installierter Leistung auf Grundstücken mit bestehendem Netzanschluss). Außerdem haben wir festgelegt, dass der Netzbetreiber beim Anschluss von Anlagen bis 30 kW zukünftig im Normalfall nicht mehr vor Ort sein muss. Für größere Anlagen, insbesondere in der Freifläche, haben wir Erleichterungen bei der Anlagenzertifizierung auf den Weg gebracht: Anlagen zwischen 135 und 950 kW können nun auch mit vorläufigem Zertifikat in Betrieb gehen. Als nächstes planen wir u. a. die Einführung einer Duldungspflicht für Grundstückseigentümer bei Netzanschlüssen von Freiflächenanlagen, ein beschleunigtes Zertifizierungsverfahren auf Basis einer Datenbank für Einheitenzertifikate und die Prüfung von Vereinfachungen und Standardisierungen im Verfahren sowie die Beschleunigung des Anschlusses kleiner EE-Anlagen durch Fristen im Netzanschlussprozess. Daneben soll die gegenseitige Anerkennung von Installateuren durch alle Netzbetreiber sichergestellt werden (siehe zur Beschleunigung von Netzanschlüssen auch Handlungsfeld 7).
  
  
• d) Um Investitionssicherheit zu gewährleisten, haben wir das EEG novelliert und sichern im EEG der Branche zu, dass wir den Ausbaupfad von 22 GW jährlich konstant halten, bis wir Ende der 2030er Jahre 400 GW installierte Kapazität erreichen. Durch die beihilferechtliche Genehmigung des EEG 2023 zum Jahresende 2022 konnte das EEG zum 1.1.2023 in Kraft treten; die Branche hat nun Planungssicherheit. Diese Planungs- und Investitionssicherheit ist auch zentral, um Wertschöpfungsketten zu stärken und Fachkräftemangel zu beheben, denn damit lohnen sich Investitionen in Aufbau von Produktionskapazitäten, Personal, Umschulung und Weiterbildung. In diesen Bereichen laufen diverse Prozesse im BMWK und in anderen Ressorts.

Wir wollen den Zubau der Windenergie auf See zunächst auf 30 GW im Jahr 2030 steigern. Dies entspricht mehr als einer Verdreifachung der derzeit installierten Leistung. Anschließend soll der Ausbau auf einem hohen Niveau von jährlich 4 GW stetig weitergeführt werden. Diesen jährlichen Zubau brauchen wir, um 50 GW im Jahr 2035 für nahezu 100% EE-Strom und 70 GW im Jahr 2045 für die vollständige Dekarbonisierung aller Sektoren zu erreichen.

Für die Steigerung der Ausbaumengen zur Erreichung der gesetzlichen Ziele auf kurze wie auch lange Sicht, sind verschiedene Maßnahmen erforderlich. Wir müssen insbesondere a) ausreichend Flächen verfügbar machen, b) den Ausbau der Offshore-Netzinfrastruktur sicherstellen und c) Investitionssicherheit gewährleisten, Wertschöpfungsketten stärken und den Fachkräftemangel beheben.

• a) Um ausreichend Flächen für den zukünftigen Ausbau der Windenergie auf See bereit zu stellen, haben wir den Flächenentwicklungsplan als zentrales Planungsinstrument im Januar 2023 fortgeschrieben. Auch haben wir die EU Notfallverordnung umgesetzt. In Abstimmung mit anderen Nutzungsinteressen werden wir weitere Flächenpotenziale für die nachhaltige Nutzung der Windenergie auf See identifizieren. Wesentliche Potenziale liegen in einer Neuordnung des Schiffsverkehrs im Bereich der Schifffahrtsroute 10. Im Rahmen einer Arbeitsgruppe mit den betroffenen Nachbarländern werden wir eine Entscheidung zur künftigen Bebauung mit Windenergieanlagen herbeiführen. Zudem untersuchen wir in einer Studie, wie die Doggerbank genutzt werden kann, und legen die Ergebnisse 2024 dem Kabinett vor. 
  
  
• b) Aufgrund der langen Planungs- und Realisierungszeiträume ist die rechtzeitige Bereitstellung der erforderlichen Netzanbindungen wesentlich für die Erreichung der Ausbauziele. Dazu hat der Bund mit den betroffenen Bundesländern und den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) am 3.11.2022 die sog. Offshore-Realisierungsvereinbarung abgeschlossen, welche den Anschluss von 30 GW bis 2030 sicherstellen soll. Zur Planung des Netzausbaus darüber hinaus wird der Netzentwicklungsplan fortgeschrieben. Zur besseren Vernetzung mit den Nachbarländern sollen die Anbindungsleitungen zu einem Offshore-Stromnetz ausgebaut werden. Dazu haben wir in einer Studie untersucht, wie das zukünftige Offshore-Stromnetz gestaltet werden sollte und gemeinsam mit den ÜNB erste Planungen zur Vermaschung vorgelegt.
  
  
• c) Um Investitionssicherheit zu gewährleisten, haben wir das WindSeeG novelliert und schaffen Planungssicherheit für die Branche, indem wir auch nach 2030 einen stetigen Ausbaupfad von 4 GW jährlich halten. Wir haben die beihilferechtliche Genehmigung des WindSeeG 2023 erreicht und das WindSeeG ist zum 1.1.2023 in Kraft getreten. Diese Planungs- und Investitionssicherheit ist auch zentral, um Wertschöpfungsketten zu stärken und Fachkräftemangel zu beheben, denn nur damit lohnen sich Investitionen in den Aufbau von Produktionskapazitäten, Personalentwicklung, Umschulung und Weiterbildung. In diesen Bereichen laufen diverse Prozesse im BMWK und in anderen Ressorts.

Durch die Energiewende sinkt unser Bedarf an Energieimporten massiv. Heimische Wind- und Solaranlagen ersetzen Kohle, Öl und Gas – im Stromsektor direkt und durch Wärmepumpen und Elektromobilität auch in Wärme, Verkehr und Industrie. Wir werden unabhängiger von Importen, insbesondere aus kritischen Regionen besonders dann, wenn wir europäische Potentiale gemeinschaftlich entwickeln und nutzen.

Im Nord- und Ostseeraum gibt es sehr große Potentiale für die kostengünstige Erzeugung von erneuerbarem Strom und grünem Wasserstoff. Deutschland und die Nord- und Ostsee-Anrainer haben sich gemeinsam hohe Ausbauziele gesetzt, insb. für Wind auf See (350 GW bis 2050). Viele dieser Staaten haben größere Potentiale als sie selber benötigen (insb. DNK, NOR, GBR), so dass Deutschland netto aus dieser Region grünen Strom und Wasserstoff importieren kann. Ähnliches gilt in geringerem Umfang für Importe aus anderen europäischen Regionen. Die BMWK-Langfristszenarien zeigen: Diese Importe sind zusätzlich erforderlich zu den beschlossenen nationalen Ausbauzielen bei Wind an Land, auf See und PV. Und alle Kooperationspartner profitieren ökonomisch davon. Die Importe werden also zur vierten Säule der erneuerbaren Stromerzeugung neben nationaler Produktion von Wind an Land, Wind auf See und PV. Um diese zu erschließen, sind grenzüberschreitende Stromnetze erforderlich – europaweit und insb. auch in Nord- und Ostsee. Ähnlich gilt dies für die Wasserstoffnetze. Durch Kooperationsverträge gewährleisten wir, dass Kosten und Nutzen fair zwischen den beteiligten Ländern verteilt werden und die Importe auf unsere europäischen Ziele angerechnet werden. Damit erhöhen wir die Verlässlichkeit dieser EE-Import-Projekte. Als Beitrag zu einer zunehmenden Vermaschung des Offshore-Stromnetzes werden wir zudem erstmals deutsche Offshore-Windparks in der Nordsee mit 10 GW Erzeugungskapazität untereinander vernetzen und diese zudem erstmal grenzüberschreitend anbinden an Offshore-Windparks in DNK und NLD.

Ein erstes Kooperationsprojekt haben wir bereits beschlossen (Bornholm Energy Island mit Dänemark, 3 GW Erzeugungskapazität bis 2030). Wir arbeiten gemeinsam mit der Offshore-Branche, den Übertragungsnetzbetreibern und den Partnerländern an weiteren Kooperationsprojekten sowie an der Planung des dafür erforderlichen Netzes und der europäischen Strommarktregeln für Offshore-Projekte. Die erforderlichen Maßnahmen wollen wir in einer Import- und Kooperationsstrategie festhalten.

Die fünfte Säule der Stromerzeugung sind Kraftwerke. Da der Großteil des Stroms zukünftig durch Wind und PV erzeugt wird, müssen Kraftwerke zukünftig zwar immer weniger Strom erzeugen (in den BMWK-Langfristszenarien 2045 unter 10% der Stromerzeugung). Es muss dennoch auch langfristig substantiell Kraftwerkskapazität mit gesicherter Leistung vorhanden sein, um die Versorgungssicherheit insb. in Zeiten mit wenig Wind und Sonne abzusichern. Diese Kraftwerke werden also immer geringere Betriebsstunden aufweisen und hochflexibel betrieben werden. Und sie werden klimaneutral betrieben: Gemäß BMWK-Langfristszenarien und vielen anderen Systemstudien ist Wasserstoff dafür langfristig der kostengünstigste klimaneutrale Brennstoff.

Die besonders klimaschädliche Kohlestromerzeugung wollen wir möglichst bis 2030 ersetzen. Auch den fossilen Gasverbrauch können wir bis 2030 schon reduzieren, wenn wir Wind und PV planmäßig ausbauen; im Laufe der 2030er Jahre können wir dann fossiles Gas sukzessive vollständig durch Wind, PV und Wasserstoff ersetzen. Dafür müssen wir rechtzeitig in klimaneutrale Wasserstoffkraftwerke einsteigen. Daher wollen wir alle neuen Kraftwerke so errichten, dass sie später mit 100% Wasserstoff betrieben werden können (100% H2-ready). Bis ausreichend Wasserstoff und Pipelines vorhanden sind, werden wir einen Teil davon mit fossilem Erdgas (Methan) und einen Teil mit dem chemisch identischen Bio-Methan (ins Gasnetz eingespeistes und aufbereitetes Biogas) betreiben. Schon bevor ein großflächiges Wasserstoffnetz etwa 2030 vorliegt, soll – sobald die Marktakteure Wasserstoff an ersten Standorten produzieren oder importieren können – ein Teil der neuen Kraftwerke von Beginn an mit Wasserstoff betrieben werden, um reale Betriebserfahrungen zu sammeln und den Markt rechtzeitig hochlaufen zu lassen. Sobald Wasserstoffnetz und -versorgung vorliegen, soll in den 2030ern der Großteil des Kraftwerksparks auf Wasserstoff umsteigen.

• a) Um die Gasversorgungskrise zu bewältigen, haben wir den zeitlich befristeten Weiterbetrieb von Kohle-, Öl- und Kernkraftwerken ermöglicht durch das Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz und die 19. Atomgesetznovelle. Damit haben wir dem Strommarkt vorübergehend zusätzliche Kraftwerke zur Verfügung gestellt. Die Kohlebevorratung haben wir gesichert durch den Vorrang von Energieträgertransporten mittels der Energiesicherungstransportverordnung.
  
  
• b) Für das rheinische Braunkohlerevier haben wir den Kohleausstieg bis 2030 vereinbart. Als nächster Schritt zum Kohleausstieg folgt die Evaluierung des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes.
  
  
• c) Für den Neubau und die Umrüstung von Kraftwerken haben wir das KWKG und das EEG novelliert. Für Standorte mit Wärmeauskopplung fördert das KWKG den Neubau und Ersatz von gasbetriebenen Kraft-Wärme-Kopplungs-Kraftwerken und die Umrüstung von Kohle auf Gas. Für Standorte ohne Wärmeauskopplung fördert das EEG mit Biomethan betriebene Spitzenlastkraftwerke. KWKG und EEG fördern neue Kraftwerke, wenn sie ohne großen Aufwand auf 100% Wasserstoff umrüstbar sind. Um den Einstieg in den realen Betrieb mit Wasserstoff zu schaffen, wurden im EEG außerdem zwei Verordnungsermächtigungen zur Ausschreibung von Wasserstoffkraftwerken beschlossen (für innovative Konzepte mit wasserstoffbasierter Stromspeicherung und für Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Grünem Wasserstoff). Im nächsten Schritt werden wir diese Verordnungen umsetzen. Damit schaffen wir schon für die Zeit, bevor es ein Wasserstoffnetz gibt, einen Anreiz für die Marktakteure, Projekte zu entwickeln, die an einzelnen Standorten Wasserstoff produzieren oder importieren und in großskaligen Kraftwerken zur Spitzenlastdeckung oder für Systemdienstleistungen reinen Wasserstoff im Realbetrieb einsetzen können. Diese und weitere kurzfristige Maßnahmen werden wir im Rahmen der Kraftwerksstrategie diskutieren. Im Rahmen des Prozesses Plattform klimaneutrales Stromsystem (PKNS) werden wir mit allen Stakeholdern ein Marktdesign diskutieren, das langfristig hinreichende Investitionssicherheit- und Anreize für steuerbare Kapazitäten wie Kraftwerke schafft und für die Zeit nach Errichtung des Wasserstoffnetzes den Umstieg des Großteils des Kraftwerks auf Wasserstoff ermöglicht. (Handlungsfeld 9).

Das Übertragungsnetz ist zentral, um den Strom über große Strecken zwischen den Erzeugungs- und den Verbrauchszentren zu transportieren – es ist die Schlagader für unsere Stromversorgung. Es ermöglicht zudem, Schwankungen bei Wind, Sonnenstrahlung und Verbrauch europaweit auszugleichen. Ein weitgehend klimaneutrales System setzt gut ausgebaute Stromnetze voraus, dies muss daher rechtzeitig angegangen werden: Wir wollen daher a) ein Klimaneutralitätsnetz planen und beschließen, b) Planungs- und Genehmigungsverfahren vereinfachen, c) mit einem vorausschauenden Controlling und einem klaren Zielsystem darauf hinwirken, dass die Terminpläne eingehalten werden und d) die Nutzung des bestehenden Netzes optimieren.

• a) Für das Klimaneutralitätsnetz hat die BNetzA bereits den Szenariorahmen der ÜNB genehmigt. Darauf aufbauend entwickeln die ÜNB derzeit den Netzentwicklungsplan, der dann von der BNetzA geprüft und bestätigt wird. Auf der Basis werden wir dem Gesetzgeber vorschlagen, die zusätzlichen Maßnahmen für das Klimaneutralitätsnetz über eine Novelle des Bundesbedarfsplangesetzes zu beschließen.
• b) Planung und Genehmigung der Netzausbauvorhaben haben wir mit dem beschlossenen Energiesofortmaßnahmenpaket („Osterpaket“) und dem Gesetz zur Änderung des Energiesicherungsgesetzes und anderer energiewirtschaftlichen Vorschriften („EnSiG 3.0.“) beschleunigt. Zu den Beschleunigungsmaßnahmen zählen u.a. die Stärkung des Bündelungsgebots und die Ermittlung von Präferenzräumen mit Entfall der Bundesfachplanung sowie die Beschränkung der Alternativenprüfung durch das Bündelungsgebot. Durch die Umsetzung der EU-Notfallverordnung kann auf eine Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) und artenschutzrechliche Bewertungen verzichtet werden, wenn bereits eine Strategische Umweltprüfung (SUP) durchgeführt wurde. Weitere Beschleunigungsschritte bereiten wir national vor bzw. verhandeln wir derzeit europäisch.
  
  
• c) Mit einem vorausschauenden Controlling und einem klaren Zielsystem soll die Verbindlichkeit der Terminpläne der Netzausbauvorhaben erhöht und darauf hingewirkt werden, dass die Terminpläne eingehalten werden.
  
  
• d) Die Nutzung des bestehenden Netzes zu optimieren (Höherauslastung des bestehenden Netzes), trägt entscheidend dazu bei, die Transportkapazität des Netzes kurzfristig zu erhöhen. Derzeit erarbeiten wir Maßnahmen mit ÜNB und BNetzA in einem Aktionsplan Netzoptimierung. In einem ersten Schritt greifen u.a. aufgrund der Erleichterungen der Genehmigungsverfahren sowie Priorisierung durch die Übertragungsnetzbetreiber erste Maßnahmen bereits im Winter 2022/23 sowie befinden sich für 2023/24 in der Umsetzung. Maßnahmen für 2024 – 2030 werden aktuell erarbeitet und anschließend schrittweise umgesetzt. Weitere gesetzliche Verfahrensvereinfachungen, die eine schnellere Umsetzung ermöglichen können, sollen noch 2023 in Kraft treten.

Die Verteilnetze bringen den Strom zu den Verbrauchern, nehmen Strom von Erneuerbaren-Energien-Anlagen auf und transportieren diesen in die vorgelagerten Übertragungsnetze weiter. Den Verteilnetzen kommt dabei eine systemische Schnittstellenfunktion zu, indem sie Millionen neuer Verbraucher (insbesondere Elektroautos, Wärmepumpen, Elektrolyseure) sowie Erzeuger (PV und Wind) systemdienlich einbinden. Dazu wollen wir a) die Verteilnetze stark ausbauen und dazu eine vorausschauende Planung etablieren, b) Netzanschlussprozesse beschleunigen, c) Smart Meter beschleunigt ausrollen sowie d) die neuen Anlagen netzdienlich und marktlich integrieren. Einige Ausgestaltungskompetenzen liegen infolge des EuGH-Urteils zur Unabhängigkeit der Regulierungsbehörde nicht mehr beim Gesetzgeber, sondern bei der BNetzA.

• a) Um die Verteilnetze bedarfsgerecht und zügig auszubauen, haben wir mit dem „Osterpaket“ die vorausschauende Planung im Verteilnetz beschlossen (§ 14 d EnWG). Die Umsetzung des angepassten Rechtsrahmens begleiten wir aktiv im Branchenprozess „Verteilnetze der Zukunft“.
  
  
• b) Um den Netzanschlussprozess zu beschleunigen, haben wir im Osterpaket 2022 Vorgaben zur Digitalisierung und Standardisierung beschlossen. Insbesondere für PV werden Maßnahmen im Rahmen der PV-Strategie ergriffen (s. Handlungsfeld 2). Zudem soll die gegenseitige Anerkennung von Installateuren durch alle Netzbetreiber sichergestellt werden. Weitere Schritte werden im Branchendialog „Beschleunigung von Netzanschlüssen“ mit verschiedenen Stakeholdern identifiziert und umgesetzt. Auch die im überarbeiteten Masterplan Ladeinfrastruktur der Bundesregierung hierzu enthaltenen Maßnahmen setzen wir um: Beschleunigung der Antragsverfahren, mehr Transparenz beim Netzanschlussverfahren und einheitlichere Technische Anschlussbedingungen.
  
  
• c) Mit dem Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende beschleunigen wir den für die forcierte Energiewende notwendigen Smart-Meter-Rollout systemorientiert. Wir entbürokratisieren hierfür das Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) und stärken die Rechtssicherheit. Gleichzeitig verteilen wir die Kosten zukunftsfester und gerechter, reizen Markt und Wettbewerb an, bündeln Kompetenzen und stärken die Nachhaltigkeit beispielsweise durch eine vereinfachte Lieferkette. Demnächst wird das standardisierte Steuern via Smart Metern etabliert. Zusammen mit dem Aufbau eines flächendeckenden, schwarzfallfesten 450 MHz-Funknetzes ist der Smart-Meter-Rollout ein unverzichtbares Element der Energiewende.
  
  
• d) Elektroautos und Wärmepumpen sollten als steuerbare Verbraucher systemdienlich betrieben werden. Das bedeutet, dass sie sich im langfristigen Zielbild marktorientiert verhalten und die Stunden mit den niedrigsten Strompreisen und der höchsten Wind- oder PV-Einspeisung nutzen. So tragen sie massiv zur Integration von Wind und PV bei. Nur in Ausnahmefällen mit überlastetem Verteilnetz soll netzdienlich gesteuert werden. Auf dem Weg zu diesem Zielbild ist eine Übergangsphase notwendig, denn heute können die meisten Verbraucher noch nicht marktorientiert betrieben oder gesteuert werden. Die BNetzA setzt zeitnah den reformierten § 14 a EnWG für eine netzorientierte Steuerung von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen um. Damit die Batterien der Elektroautos genutzt werden können, wollen wir bidirektionales Laden diskriminierungsfrei ermöglichen und die bestehenden Hürden abbauen. 

Systemdienliche Integration der Elektrolyse durch sektorübergreifende Infrastrukturplanung im Rahmen der Systementwicklungsstrategie

Bis 2030 wollen wir 10 GW Elektrolyseure zur Erzeugung von grünem Wasserstoff erreichen. Der Ausbau der Elektrolyse soll dabei ohne die Freisetzung zusätzlicher Treibhausgase sowie möglichst netz- und systemdienlich erfolgen, um u.a. den Bedarf an Stromnetzausbau zu begrenzen. Systemstudien wie die BMWK-Langfristszenarien zeigen, dass die systemdienlichen Standorte in Norddeutschland in Küstennähe liegen und ein systemdienlicher Betrieb einen flexiblen Einsatz der Elektrolyse vorwiegend in Situationen mit niedriger Residuallast und mit moderat niedrigen Vollbenutzungsstunden erfordert. Die Systementwicklungsstrategie wird die sektorübergreifende Infrastrukturplanung (Wasserstoffnetz, Stromnetz) erleichtern. Für die Anfangszeit, in der noch kein größeres Wasserstoffnetz verfügbar ist, bedarf es jedoch Ausnahmen hiervon, etwa für erste Pilotprojekte in der Industrie. Durch den Erlass der Verordnung nach § 96 Nr. 9 Windenergie-auf-See-Gesetz werden wir jährlich 500 MW installierter Elektrolyseleistung zur Erzeugung von systemdienlich erzeugtem grünem Wasserstoff ausschreiben. Weitere Maßnahmen beschreibt die Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie.

Exkurs: Speicher - Querschnittsaufgabe über alle Handlungsfelder hinweg

Wir sind in Deutschland ein äußerst hohes Niveau an Versorgungs- und Systemsicherheit gewohnt. Dieses hohe Niveau soll auch in Zukunft stets gewährleistet bleiben. Im weiteren Sinne erfordert dies hinreichend Netzkapazität (siehe Handlungsfeld 6), Kraftwerkskapazität (siehe Handlungsfeld 5), Nachfrageflexibilität (siehe Handlungsfeld 7) und Speicherkapazität (siehe Box zu Speichern nach Handlungsfeld 7). Auch der Wind- und PV-Ausbau trägt zur Versorgungssicherheit bei, da er die Abhängigkeit von Brennstoffimporten verringert. Im engeren Sinne erfordert die Versorgungs- und Systemsicherheit die folgenden Maßnahmen.

• a) Um die Gasversorgungskrise zu bewältigen, haben wir, wie im Handlungsfeld Kraftwerke beschrieben, den zeitlich befristeten Weiterbetrieb von Kohle- und Kernkraftwerken durch das Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz und die Novelle des Atomgesetzes ermöglicht. Die Kohlebevorratung haben wir gesichert durch die Energiesicherungstransportverordnung. Diese Maßnahmen basierten auf den von den Übertragungsnetzbetreibern durchgeführten Stresstests 1 und 2. In den Energiesicherheitsgesetzen I, II und III haben wir darüber hinaus verschiedene weitere Maßnahmen ergriffen (siehe Handlungsfeld Krisenbedingte Maßnahmen).
  
  
• b) Mit Blick auf die mittel- und längerfristige Versorgungssicherheit im Zeitraum bis 2030 hat die BNetzA das alle zwei Jahre vorgesehene Versorgungssicherheits-Monitoring durchgeführt. Auf dieser Grundlage wurden Handlungsempfehlungen abgeleitet, aus denen nun Maßnahmen entwickelt und umgesetzt werden, welche das gewohnt hohe Niveau der Versorgungssicherheit erhalten. Die aktuelle Krise hat gezeigt, dass Reservekraftwerke essentiell für die Krisenresilienz des europäischen Strombinnenmarkts sind. Aus diesem Grund werden wir die bestehenden Kraftwerksreserven zur Krisenvorsorge erhalten und weiterentwickeln.
  
  
• c) Zur Gewährleistung der Systemsicherheit werden Aufgaben bzw. Systemdienstleistungen (SDL), die bisher konventionelle Kraftwerke übernommen haben, schrittweise durch erneuerbare Energien, Speicher, Netztechnik und Wasserstoff-Kraftwerke übernommen. Zudem gilt es, den Systembetrieb auf immer höhere Anteile erneuerbarer Energien auszurichten. Ziel ist ein sicherer und robuster Systembetrieb mit 100% erneuerbaren Energien und grünem Wasserstoff. Da die erneuerbaren Energien im Vergleich zu konventionellen Großkraftwerken i.d.R. im Verteilnetz und über Leistungselektronik an das Stromnetz angeschlossen sind, ergeben sich andere Anforderungen und Möglichkeiten für SDL und den Netzbetrieb. Außerdem bedarf es deutlich engerer Kooperationen zwischen Netzbetreibern (sowohl zwischen Verteilnetzbetreibern und Übertragungsnetzbetreiber sowie zwischen den Verteilnetzbetreibern). Insgesamt macht dieser „elektrotechnische Wandel“ (vom Synchrongenerator zur Leistungselektronik) neue Lösungen für Netzbetrieb/Systemstabilität möglich und gleichzeitig erforderlich. Die erforderlichen Maßnahmen halten wir gemeinsam mit Netzbetreibern, Bundesnetzagentur und weiteren Stakeholdern in einer Roadmap Systemstabilität unter anderem auf Basis der Langfristanalyse 2030 und weiterer Analysen fest. Die Roadmap wird unser Fahrplan zur Erreichung eines sicheren und robusten Systembetriebs mit 100% EE sein. Die Maßnahmen setzen die beteiligten Stakeholder anschließend schrittweise um. Die Umsetzung werden wir eng begleiten. Aufgrund der hohen Dezentralität werden alle Erzeuger und Verbraucher das System kurzfristig mit stützen. Für die jeweils kurzfristige Bewertung der Systemsicherheit nutzen wir die jährlichen Bedarfs- und Systemanalysen.

Wir wollen den Strommarkt für ein klimaneutrales Stromsystem auf Basis von 100% erneuerbaren Energien und grünem Wasserstoff weiterentwickeln. Dem Strommarkt kommt die zentrale Aufgabe zu, jederzeit den Bedarf an Strom mit der Erzeugung zusammen zu bringen. Das Design des Strommarkts entscheidet zum einen darüber, dass jederzeit die Versorgung in diesem Sinne gesichert ist (vgl. Handlungsfeld 5 und 7), und zum anderen, dass dies möglichst kostengünstig für den Stromkunden erfolgt, indem die günstigsten Erzeugungstechnologien und Flexibilitäten gezogen werden. Darüber hinaus setzt das Design auch die Anreize, damit ausreichend in steuerbare Kapazitäten zur Deckung der Residuallast investiert wird. Der Strommarkt ist dabei im Kern ein europäischer Markt, d.h. alle Erzeuger und Verbraucher in der Europäischen Union sind über den Strommarkt miteinander verbunden, denn Strom wird zwischen allen Ländern für den Handel ausgetauscht und über Interkonnektoren zum Verbraucher gebracht (vgl. Handlungsfeld 4).

Wichtige Aufgabe ist daher, die Investitionssicherheit und -anreize in Wind, PV und steuerbare Kapazität wie Kraftwerke zu gewährleisten (vgl. Handlungsfelder 1 bis 5 und 8). In diesem Sinne soll der Rahmen für den Umstieg auf H2-Kraftwerke konkretisiert werden (vgl. Handlungsfeld 5 Kraftwerke). Für die bessere Einbindung von Flexibilität und Berücksichtigung netzbedingter und lokaler Elemente soll diskutiert werden, inwiefern Hemmnisse abgebaut bzw. Steuerungssignale verbessert werden können (vgl. Handlungsfeld 7 und Exkurs zu Speichern). Diese und weitere Fragen gehen wir in der Plattform Klimaneutrales Stromsystem mit den Stakeholdern an.

Strommarktdesign ist ein Querschnittsthema. Es berührt alle acht bisher beschriebenen physischen Handlungsfelder wie eine Schnittstelle: Viele der dort bisher umgesetzten und geplanten Maßnahmen stellen bereits eine Weiterentwicklung des Strommarktdesigns dar bzw. sind ein wichtiger Ausgangspunkt für die zu führenden Diskussionen. Beispiele dafür sind das jüngst novellierte EEG und das WindSeeG. Zur Diskussion zur weiteren Optimierung des Rahmens hat auch die EU Vorschläge zum Marktdesign vorgelegt (vgl. Handlungsfeld 10). Diese werden von großer Bedeutung auch für die nationale Diskussion

Europäische Zusammenarbeit ist ein Querschnittsthema. Vieles von dem, was wir in den acht zuvor beschriebenen physischen Handlungsfeldern sowie beim Marktdesign machen (wollen), erfordert ein gemeinsames Vorgehen mit unseren europäischen Partnern. Unser Ziel ist es daher auf europäischer Ebene gemeinsame Ziele und Instrumente zu vereinbaren, die zugleich die Umsetzung unserer nationalen Maßnahmen stützen.
Gerade in der Krise rücken wir Europäer näher zusammen und unterstützen uns solidarisch, um eine sichere Versorgung zu gewährleisten. Wir werden weiter und noch intensiver mit unseren europäischen Partnern zusammenarbeiten.

Im Stromsektor sind wichtige Meilensteine der Erlass der EU-Notfallverordnung zu Sofortmaßnahmen für eine Beschleunigung des EE-Ausbaus auf Grundlage des Art. 122 AEUV. Auch wurde im Rahmen des ersten Teils des Fit-for-55-Paketes im Trilog eine Einigung zur Überarbeitung der EU-Erneuerbaren Richtlinie (RED II-Revision) erzielt. Diese beinhaltet ein ambitionierteres EU-2030-Ziel, national verbindliche Sektorziele für erneuerbare Energien im Wärme-, Industrie- und Verkehrsbereich und die dauerhafte Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren von Wind-, PV- und Netz-Projekten (überragendes öffentliches Interesse; keine zweite Umwelt- und Artenschutzprüfung auf Projektebene, wenn es auf der Planungsebene eine Prüfung gab; hohes Naturschutzniveau durch angemessene Vermeidungs- oder Ausgleichsmaßnamen).

Als nächste Schritte stehen für 2023 u.a. der zweite Teil des Fit-for-55-Paketes unter der schwedischen Präsidentschaft an. Weiterhin geplant für 2023 ist eine Reform des EU-Strommarktdesigns. Die Vorschläge der EU Kommission haben zum Ziel, die Verbraucher besser vor Preisschocks zu schützen, indem das Hedging verbessert wird. Darüber hinaus sollen die günstigen Erzeugungskosten der Erneuerbaren Energien stärker bei den Verbrauchern ankommen. Dazu schlägt die EU Kommission u.A. Contracts for Difference (CfDs) als verbindliches Vergütungsinstrument vor und will langfristige Stromabnahmeverträge (PPAs) sowie das Energy Sharing stärken.

Bei den Interkonnektoren und Importkooperationen für Erneuerbaren Strom (Handlungsfeld 4) wird die europäische Zusammenarbeit physisch greifbar und trägt über verstärkten Stromhandel unmittelbar zu niedrigeren Strompreisen und höherer Versorgungssicherheit in Deutschland bei.

Wir wollen die Gasversorgungskrise bewältigen, stets die sichere Versorgung gewährleisten, und dabei die Kosten für Verbraucher und Industrie dämpfen.

Die langfristige Antwort zur Vorbeugung gegen zukünftige Gasversorgungskrisen ist die Energiewende, der Umstieg auf erneuerbare Energien (inklusive Wasserstoff), die Steigerung der Energieeffizienz und die Elektrifizierung. Die hierfür zentralen Maßnahmen im Stromsektor sind in den Handlungsfeldern 1 bis 10 dargestellt. Durch eine Versorgung auf Basis heimischer und europäischer erneuerbarer Energien werden wir unabhängig von fossilen Importen und Fossil-Preis-Risiken. Eine Stromversorgung auf Basis von Wind und PV hat sehr kalkulierbare und wenig volatile Kosten, weil Wind, PV und Stromnetze insbesondere Investitionskosten, aber kaum variable Kosten haben und nur wenig preis-volatile Brennstoffe verbraucht werden.

Daneben haben wir zur Bewältigung der Gasversorgungskrise eine Vielzahl von Kurzfristmaßnahmen ergriffen:

• Kurzfristige Ausweitung der Stromerzeugung aus PV, Biogas und Wind an Land.
• Schnell wirkendende Maßnahmen zur besseren Auslastung der Stromnetze, u.a. Beschleunigung des witterungsabhängigen Freileitungsbetriebs und Erschließung zusätzlicher Lastflexibilität bei industriellen Großverbrauchern.
• Kurzfristige und befristete Marktrückkehr von Kohle- und Ölkraftwerken aus der Versorgungs- und Netzreserve und vorübergehendes Aussetzen der Stilllegung von Kohlekraftwerken. Die benötigten Brennstofftransporte zu den Kraftwerken stellen wir durch bessere Bevorratung und Logistik sicher.
• Befristeter Weiterbetrieb von drei Kernkraftwerken bis April 2023.
• Um die Kosten zu dämpfen haben wir das Energiekostendämpfungs­programm (Industrie), die Strompreisbremse und die Stabilisierung der Übertragungsnetzentgelte (keine Erhöhung in 2023) beschlossen.
• Daneben wurden viele Maßnahmen jenseits des Stromsektors ergriffen, die hier nicht aufgelistet sind, wie z.B. Mindestniveaus für die Gaseinspeicherung, Diversifizierung unserer Gasversorgung durch schnellen Bau von LNG-Terminals und diverse Einsparmaßnahmen.