Integrierter Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff 2025: Szenarien, Umstellung und Verfahren

Der erste integrierte NEP: Gas und Wasserstoff in einem Plan

Über Jahre wurden das Gasfernleitungsnetz und das entstehende Wasserstoffnetz in Deutschland getrennt geplant. Mit der EnWG-Novelle 2024 ist damit Schluss: Die neu gefassten Paragrafen 15a bis 15d EnWG schreiben erstmals eine integrierte Netzentwicklungsplanung für das Fernleitungs- und das Wasserstofftransportnetz vor. Der NEP Gas und Wasserstoff 2025 ist das erste Ergebnis dieser Pflicht. Sein erster Entwurf liegt seit dem 3. März 2026 in der öffentlichen Konsultation, und er ist damit der erste Netzentwicklungsplan, der beide Energieträger nicht nebeneinander, sondern als ein gemeinsames Planungsobjekt behandelt.

Der Grund für die Integration liegt in der Physik der Transformation. Ein erheblicher Teil der künftigen Wasserstoffinfrastruktur wird nicht neu gebaut, sondern aus umgestellten Methanleitungen entstehen. Wer eine Erdgasleitung auf Wasserstoff umstellt, entzieht sie damit dem Methannetz und fügt sie dem Wasserstoffnetz hinzu. Die sinkende Methannachfrage und die steigende Wasserstoffnachfrage hängen also unmittelbar zusammen und lassen sich nur sinnvoll abbilden, wenn beide Energieträger koordiniert geplant werden. Genau das ist die Begründung des Gesetzgebers für den integrierten Ansatz, und genau das macht den NEP 2025 zu mehr als der Summe zweier Einzelpläne.

Aufgestellt wird der Plan nicht von einem einzelnen Unternehmen, sondern gemeinsam von den Fernleitungsnetzbetreibern (FNB) und den regulierten Wasserstofftransportnetzbetreibern (WTNB) über ihre gemeinsame Koordinierungsstelle KO.NEP. Diese bündelt die Beiträge der einzelnen Betreiber zu einem einheitlichen, bundesweiten Plan und führt das Konsultationsverfahren. Damit ist der NEP das verbindliche Planungsdokument, an dem sich Trassenführung, Umstellung und Inbetriebnahme der gesamten Transportebene ausrichten. Die rechtliche Grundlage dafür liefert die EnWG-Novelle als Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoffpakets, die die integrierte Planung überhaupt erst vorschreibt.

Damit die Planung nicht im luftleeren Raum stattfindet, ist der NEP Gas und Wasserstoff eng mit dem NEP Strom der Übertragungsnetzbetreiber verzahnt. Beide arbeiten mit einheitlichen Annahmen zu Kraftwerks- und Elektrolysestandorten, sodass Strom-, Gas- und Wasserstoffplanung ineinandergreifen. Wo ein Elektrolyseur entstehen soll, der grünen Wasserstoff erzeugt, und wo ein wasserstofffähiges Kraftwerk Strom liefern soll, sind im Strom- und im Gasnetz dieselben Standorte hinterlegt. Diese Kopplung ist der Versuch, die drei großen Netzplanungen der Energiewende erstmals konsistent aufeinander abzustimmen.

Der Szenariorahmen: drei Pfade plus Versorgungssicherheit

Jeder Netzentwicklungsplan beginnt mit dem Szenariorahmen, der die Annahmen über die künftige Entwicklung festlegt. Den Szenariorahmen Gas und Wasserstoff 2025 hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) am 30. April 2025 genehmigt, mit Änderungen und nach einer öffentlichen Konsultation, die vom 2. bis 30. September 2024 lief und 65 Stellungnahmen einbrachte. Erst auf dieser genehmigten Grundlage durften die Betreiber den eigentlichen Entwurf rechnen. Der Szenariorahmen ist damit kein technisches Vorspiel, sondern die regulatorisch abgesicherte Basis, auf der alle weiteren Zahlen des NEP beruhen.

Das Neue daran ist der methodische Bruch: Der NEP 2025 wird erstmals szenariobasiert statt bedarfsbasiert modelliert. Frühere Pläne rechneten im Kern einen einzelnen Bedarfspfad durch. Der Szenariorahmen 2025 enthält dagegen die im EnWG nun gesetzlich geforderten drei gleichwertigen Szenarien für die Betrachtungsjahre 2037 und 2045. Gleichwertig heißt, dass kein Szenario von vornherein als das wahrscheinliche gilt; alle drei werden vollständig durchgerechnet, um die Bandbreite möglicher Entwicklungen abzudecken. Das verschiebt die Planung von einer einzelnen Prognose hin zu einer robusten Auslegung über mehrere plausible Zukünfte hinweg.

Ergänzt werden die drei Szenarien um ein viertes, das eine andere Aufgabe erfüllt. Auf Vorschlag der FNB enthält der Szenariorahmen ein Methan-Versorgungssicherheitsszenario für 2030, in der Modellierung als Szenario 4 geführt. Während die drei gleichwertigen Szenarien die langfristige Transformation bis 2037 und 2045 abbilden, prüft Szenario 4 die kurzfristige Versorgungslage in der Hochlaufphase: Reicht das Methannetz auch dann noch, wenn die Wasserstoffwelt erst im Aufbau ist? Diese Frage ist gerade in den nächsten Jahren entscheidend, in denen die Versorgung noch ganz überwiegend auf Erdgas beruht.

Die Kehrseite des szenariobasierten Ansatzes ist der Aufwand. Statt eines Pfads müssen die Betreiber vier Modellierungsvarianten für mehrere Zieljahre durchrechnen, jeweils mit eigenen Annahmen zu Nachfrage, Importpunkten, Speichern, Kraftwerken und Elektrolyseuren. Das erhöht die Zahl der Analysen und den Abstimmungsbedarf zwischen den Betreibern deutlich. Für Marktteilnehmer bedeutet es zugleich, dass sie sich nicht an einer einzelnen Zahl orientieren können, sondern verstehen müssen, in welchem Szenario ihr Standort wie eingeordnet ist.

Gas runter, Wasserstoff rauf: was die Szenarien zeigen

Die drei gleichwertigen Szenarien sind keine beliebigen Varianten, sondern spannen bewusst die Bandbreite der Transformation auf, von einem raschen Wasserstoffhochlauf bis zu einem langsamen Pfad mit länger relevantem Methan. Allen gemeinsam ist die Grundbewegung der integrierten Planung: Die Methannutzung sinkt, die Wasserstoffnutzung steigt. Wie schnell und wie weit diese Bewegung verläuft, ist genau das, was die Szenarien unterscheiden, und daran hängt, wie viel Erdgasinfrastruktur umgestellt und wie viel Wasserstoffinfrastruktur gebraucht wird.

Szenario 1 zeichnet den schnellsten Pfad. Es unterstellt einen raschen und weitreichenden Wasserstoffhochlauf in allen Sektoren und damit eine schnell sinkende Methannutzung; bis 2045 wird in Deutschland kein fossiles Methan mehr verbraucht. Szenario 2 setzt einen anderen Schwerpunkt: Es geht von einer umfassenden Elektrifizierung aus, in der Wasserstoff vor allem im Kraftwerks- und im Industriesektor gebraucht wird, während viele andere Anwendungen direkt elektrifiziert werden. Auch in diesem Szenario gibt es 2045 keinen fossilen Methanverbrauch mehr, der Weg dorthin führt aber stärker über Strom als über Wasserstoff.

Szenario 3 ist der langsame Pfad und der vorsichtigste der drei. Hier verläuft die Transformation gedehnter, Methan bleibt länger bedeutend, und selbst nach 2045 verbleibt Restmethan im Kraftwerkssektor, das dann mit Abscheidung und Speicherung oder Nutzung des Kohlendioxids klimaneutral gestellt werden muss. Damit verbindet sich die Netzplanung unmittelbar mit dem Carbon Management, denn das verbleibende Methan im Stromsektor ist nur über CCS und CCU sowie die zugehörige CO2-Transportinfrastruktur mit den Klimazielen vereinbar. Szenario 3 zeigt damit, dass eine langsamere Transformation die Last nicht auflöst, sondern auf andere Instrumente verschiebt.

Über alle Szenarien hinweg modelliert der NEP nicht nur die Nachfrage, sondern auch die Wasserstoff-Einspeisung. Sie speist sich aus Elektrolyseuren im Inland, aus Speichern und aus Importen über Grenzübergangspunkte, und sie ist mit den Kraftwerks- und Elektrolysestandorten des NEP Strom abgestimmt. So entsteht ein räumliches Bild davon, wo Wasserstoff entsteht oder ankommt und wohin er transportiert werden muss. Erst dieses Bild macht aus der abstrakten Mengenbilanz eine Aussage über konkrete Trassen, Verdichter und Umstellungsschritte.

Umstellung statt Neubau: wie das H2-Netz entsteht

Das Leitprinzip des NEP ist eines der wirksamsten Werkzeuge der Energiewende, weil es Milliarden spart: Das Wasserstoffnetz soll weitgehend aus umgestellten Methanleitungen entstehen, statt parallel neu gebaut zu werden. Eine vorhandene Trasse mit Genehmigung, Rechten und verlegtem Stahl ist ungleich schneller und günstiger verfügbar als eine neue. Wo eine Erdgasleitung wegen sinkender Methannachfrage frei wird, kann sie auf Wasserstoff umgestellt und so dem entstehenden Wasserstoffnetz zugeschlagen werden. Genau hier zeigt sich, warum Gas und Wasserstoff integriert geplant werden müssen.

Wie stark dieses Prinzip trägt, zeigt schon das bereits genehmigte Wasserstoff-Kernnetz. Dort entstehen rund 60 Prozent der Leitungen durch Umstellung bestehender Erdgasleitungen und nur rund 40 Prozent durch Neubau, mit einer sukzessiven Inbetriebnahme bis 2032. Konkrete Beispielmaßnahmen aus dem Entwurf machen das greifbar: Abschnitte zwischen Heidelberg und Esslingen sollen ebenso umgestellt werden wie die Rheintalleitung Süd zwischen Freiburg und Offenburg. In beiden Fällen wird kein neuer Korridor geschaffen, sondern eine vorhandene Leitung in den Wasserstoffbetrieb überführt.

Damit die Umstellung später überhaupt möglich ist, werden Um- und Neubaumaßnahmen H2-ready ausgeführt, also so geplant und errichtet, dass sie Wasserstoff vertragen oder ohne tiefgreifenden Umbau auf ihn umgestellt werden können. So wird vermieden, dass heute gebaute oder ertüchtigte Infrastruktur in wenigen Jahren erneut angefasst werden muss. Diese Vorsorge ist der Preis dafür, dass die Transformation aus dem Bestand heraus und nicht über ein vollständig neues Parallelnetz erfolgen kann.

Über das Kernnetz hinaus beziffert der NEP den zusätzlichen Bedarf in einem Netzausbauvorschlag bis 2037. Er umfasst im Wasserstoff 7.007 km und rund 20,1 Mrd. Euro sowie im Methan 364 km und 2,9 Mrd. Euro. Das Verhältnis der Zahlen ist aussagekräftig: Der ganz überwiegende Teil des Ausbaus entfällt auf Wasserstoff, während im Methan nur noch ein kleiner Rest neu gebaut wird, der vor allem der Versorgungssicherheit in der Übergangsphase dient. Damit wird die Gas-runter-Wasserstoff-rauf-Logik in konkreten Kilometern und Euro sichtbar.

Das Kernnetz im NEP: Prüfung, Streckung, Hinausplanung

Das bereits genehmigte Wasserstoff-Kernnetz und der neue NEP sind zwei verschiedene Objekte, die im NEP 2025 erstmals systematisch aufeinandertreffen. Das Kernnetz umfasst 9.040 km und 18,9 Mrd. Euro, soll bis 2032 sukzessive in Betrieb gehen und ist im NEP Startnetz und Prüfgegenstand, nicht mehr Teil des Ausbauvorschlags. Bereits umgesetzt oder in Umsetzung ist davon ein Startnetz von 2.199 km und 4,1 Mrd. Euro, von dem Ende 2025 über 500 km realisiert waren. Der NEP plant also nicht das Kernnetz noch einmal, sondern baut auf ihm auf und plant über es hinaus.

Neu ist, dass das Kernnetz erstmals einer szenariobasierten Prüfung unterzogen wird. Der Vergleich fällt differenziert aus: Für 2037 liegen Szenario 1 und 2 über den Wasserstoffbedarfsannahmen des Kernnetzes, Szenario 3 dagegen deutlich darunter; für 2045 gehen alle drei Szenarien über das Kernnetz hinaus. Das bestätigt das Kernnetz als sinnvolles Startnetz und zeigt zugleich, dass es spätestens bis 2045 in allen Pfaden nicht ausreicht. Im Ergebnis bleibt das Kernnetz nahezu im bisherigen Umfang erhalten, wird also durch die Prüfung im Grundsatz bestätigt.

Bestätigt heißt aber nicht unverändert. Der NEP streckt einzelne Kernnetzmaßnahmen zeitlich, verschiebt also ihre Inbetriebnahme nach hinten, um dem realen Markthochlauf zu folgen und das Amortisationskonto zu schonen. Würde teure Infrastruktur fertiggestellt, bevor genügend Wasserstoff fließt, liefen Kosten auf, die zunächst niemand trägt. Die Streckung berührt damit unmittelbar die Finanzierung, die über das WANDA-Amortisationskonto und das Hochlaufentgelt abgewickelt wird, und über den die Vorfinanzierung des Kernnetzes geregelt ist. Für die Marktseite verschieben sich dadurch genau jene Inbetriebnahmedaten, an denen Industrie, Kraftwerke und Händler ihre Wasserstoffbeschaffung ausrichten.

Die Gründe für die Streckung liegen nicht allein im Markthochlauf, sondern auch im Verfahren. Aktualisierte Trassenplanungen, das Vergaberecht nach der Sektorenverordnung (SektVO) und eine noch ausstehende Beschleunigung beim Baurecht verlängern die Umsetzung. Das dafür gedachte Wasserstoff-Beschleunigungsgesetz befindet sich nach Stand des Entwurfs noch im Verfahren, sodass die erhoffte Entlastung bei Planung und Genehmigung noch nicht greift. Die Streckung ist insofern auch eine realistische Reaktion auf Hemmnisse, die außerhalb der reinen Netzplanung liegen. Wie die fertige Kapazität dieses Kernnetzes später vermarktet und verbindlich gebucht wird, ist Gegenstand des Kapazitätsbuchungsmodells WaKandA für das Wasserstoff-Kernnetz und damit eine andere Frage als die hier behandelte vorausschauende Netzplanung.

Verfahren und Termine: zwei Entwürfe bis zur Bestätigung

Der NEP 2025 wird nicht in einem Zug fertig, sondern erscheint bewusst in zwei Stufen. Diese Zweiteilung ist wichtig zu verstehen, weil die oft genannte Marke Mitte 2026 sonst leicht falsch eingeordnet wird. Die folgende Grafik zeigt den Weg vom genehmigten Szenariorahmen über die zwei Entwürfe bis zur Bestätigung durch die Bundesnetzagentur im Überblick.

Den Auftakt bildet der erste Entwurf vom 3. März 2026. Er enthält die Modellierung für das Zieljahr 2037 sowie das Methan-Versorgungssicherheitsszenario, noch nicht aber die volle Wasserstoff-Modellierung für 2045. Zu diesem Entwurf lief die öffentliche Konsultation vom 3. bis 27. März 2026, begleitet von einem Workshop am 11. März 2026. Dieses Fenster ist für Marktteilnehmer der erste formale Punkt, an dem sie Stellung nehmen und ihre Bedarfe in die Planung einbringen können. Wer es verstreichen lässt, gibt eine wichtige Einflussmöglichkeit auf die spätere Trasse aus der Hand.

Der zweite Entwurf bringt erst das vollständige Bild. Voraussichtlich Mitte 2026 wird er veröffentlicht und an die BNetzA übermittelt; er ergänzt die Wasserstoff-Modellierung für 2045 und die Modellierung der marktbasierten Instrumente (MBI). Wichtig ist die Einordnung: Mitte 2026 ist die Vorlage dieses zweiten Entwurfs an die BNetzA zur Bestätigung, nicht die Bestätigung selbst. Erst nach der Übermittlung kann die BNetzA Änderungen verlangen, die Betreiber müssen unverzüglich nachbessern, und die BNetzA konsultiert den finalen Entwurf, bevor sie ihn bestätigt. Die eigentliche Bestätigung und damit die Verbindlichkeit des NEP liegt deshalb nach Mitte 2026.

Für Betreiber, Industrie und Händler ergeben sich daraus klare Aufgaben. Im jeweiligen Konsultationsfenster sollten sie Stellung nehmen und ihre Bedarfe so früh wie möglich in die Modellierung einbringen, denn nur was im Modell hinterlegt ist, kann später in der Trasse landen. Parallel gilt es, die im Entwurf genannten Inbetriebnahmedaten und die Nähe zu geplanten Trassen für die eigene Wasserstoffbeschaffung und für Standortentscheidungen zu prüfen. Wer seine Planung an den falschen Terminen ausrichtet, riskiert, dass Wasserstoff später verfügbar ist als angenommen, oder dass der eigene Standort nicht in der bestätigten Trasse liegt. Der NEP ist damit kein Behördenpapier am Rand, sondern ein Dokument, das milliardenschwere Beschaffungs- und Standortentscheidungen unmittelbar berührt.

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