Szenariorahmen 2027: was nach dem Ende der Konsultation folgt

Was am 28. September endete

Seit dem 28. September 2026 nimmt die Bundesnetzagentur keine Stellungnahmen mehr zu den Szenariorahmen Strom und Gas/Wasserstoff 2027 bis 2040/2045 entgegen. Konsultiert wurden beide Entwürfe samt Begleitdokument ab dem 31. August. Die Übertragungsnetzbetreiber bezeichnen dieses Fenster in ihrem eigenen Entwurf als die erste formelle Gelegenheit, sich in den Netzplanungsprozess einzubringen.

Vorgelegt wurden die Entwürfe am 30. Juni 2026, fristgerecht. Für den Strom gilt § 12a EnWG, für Gas und Wasserstoff § 15a ff. EnWG. Erstmals liefen beide Konsultationen gleichzeitig, was die Verbände durchweg begrüßt haben. An der Online-Informationsveranstaltung am 10. September nahmen über 400 Personen teil.

Wichtiger als die Frist selbst ist, was danach nicht mehr geht. Nach § 12a Absatz 3 EnWG ist die Genehmigung des Szenariorahmens nicht selbstständig durch Dritte anfechtbar. Wer eine Annahme für falsch hält, konnte das in der Konsultation sagen. Ein Rechtsmittel gegen die Genehmigung gibt es nicht.

Die nächste formelle Beteiligung kommt erst mit dem Entwurf des Netzentwicklungsplans. Bis dahin arbeitet die Behörde allein.

Der Zeitplan bis zur Genehmigung

Die Bundesnetzagentur prüft die Entwürfe jetzt und berücksichtigt dabei die Ergebnisse der Öffentlichkeitsbeteiligung. Ein Genehmigungsdatum hat sie nicht veröffentlicht. Die Fernleitungs- und Wasserstofftransportnetzbetreiber nennen im Entwurf selbst eine Zielmarke: Die Genehmigung soll innerhalb von sechs Monaten nach Vorlage erfolgen, gerechnet ab dem 30. Juni 2026.

Der Vorgängerzyklus hielt diese Marke nicht. Die Übertragungsnetzbetreiber übergaben den Szenariorahmenentwurf zum Netzentwicklungsplan 2037/2045 am 28. Juni 2024, konsultiert wurde im September 2024, genehmigt hat die Bundesnetzagentur am 30. April 2025. Das sind zehn Monate statt sechs.

Danach beginnt die Erstellung der Netzentwicklungspläne. Auch dafür gibt der Vorgängerzyklus einen Anhaltspunkt: Zwischen der Genehmigung Ende April 2025 und dem ersten Entwurf des Netzentwicklungsplans Anfang Dezember 2025 lagen gut sieben Monate.

Was die Verbände eingewendet haben

Die veröffentlichten Stellungnahmen streiten weniger über die Richtung als über die Bandbreite und die Belastbarkeit einzelner Annahmen. Drei Linien betreffen Netzbetreiber unmittelbar: die Einordnung des niedrigsten Strom-Szenarios, die Behandlung von Biomethan und Elektrolyseuren, und die Transparenz der Wasserstoff-Modellierung.

Der VKU, der nach eigenen Angaben über 1.600 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche Unternehmen vertritt, begrüßt zwei Punkte ausdrücklich: Mit Szenario B liegt erstmals ein zwischen Strom- und Gasnetzbetreibern abgestimmtes Szenario vor, und die Regionalszenarien der Verteilnetzbetreiber sind stärker eingebunden. Beides zahlt auf eine integrierte Planung ein.

Der Einwand kommt direkt danach. Szenario A unterschreitet die Ausbauziele für erneuerbare Energien, und wird dieser Pfad als robust eingestuft, droht nach VKU-Lesart eine zu langsame Netzentwicklung mit Rückwirkungen bis in die Verteilnetzebene. Der Verband fordert, die Einordnung transparent zu begründen.

Zwei weitere VKU-Punkte sind für die Netzplanung praktisch. Die Unterschiede zwischen den Pfaden B und C fallen gering aus, der Erkenntnisgewinn aus der Bandbreite bleibt damit begrenzt. Und beim Verzicht auf die klassische Spitzenkappung müssen netzdienliche Instrumente wirtschaftlich anerkannt werden, etwa über Dienstleistungsentgelte an Betreiber netzdienlicher Speicher. Sonst bleibt der Nutzen für Verteilnetzbetreiber gering.

Härtegrade und Langfristprognose auf der Gasseite

Auf der Gas- und Wasserstoffseite kommen die Daten, die über die Regionalisierung entscheiden, von den Verteilernetzbetreibern. Endverbraucher im Methan hängen zu großen Teilen an deren Netzen, und ihre Langfristprognose ist deshalb ein zentraler Eingangsfaktor. Für den Szenariorahmen 2027 wurde sie erweitert.

Die Langfristprognose 2.0 erhebt die Bedarfe jetzt bis 2050 statt nur bis zum Zieljahr. Erstmals sind sie sektoral getrennt erfasst, also für Kraftwerke und Umwandlung, Industrie, Gewerbe, Haushalte und Verkehr. Das ist der eigentliche Fortschritt gegenüber dem Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff 2025.

Neu ist auch die Sortierung nach Eintrittswahrscheinlichkeit. Gemeldete Wasserstoffbedarfe und Großkundenprojekte tragen seit diesem Zyklus einen Härtegrad. Die Definitionen stehen in § 16 der Kooperationsvereinbarung Gas und wurden in der Verhandlungsdelegation von BDEW, VKU und GEODE abgestimmt.

Und dann kommt der Teil, der in der Praxis wehtut. Die Fernleitungs- und Wasserstofftransportnetzbetreiber haben die Vergabe von Härtegrad 1 und von gesichertem Bedarf im Netzgebiet der Verteilernetzbetreiber nachgeprüft, in Abstimmung mit diesen, und besonders dort, wo Projekte den Netzbetreibern bisher unbekannt waren und bis zum Modellierungsjahr 2035 umgesetzt werden sollen. Wer zu optimistisch eingestuft hat, findet sein Projekt in der Regionalisierung nicht wieder.

Bemerkenswert ist, wie eng die kommunale Wärmeplanung inzwischen an der Gasnetzplanung hängt: Sie steht in den Härtegrad-Definitionen als Kriterium, nicht als Kontext. Dasselbe Muster zeigt die Kapazitätsseite, wo die Buchung im H2-Kernnetz nach WaKandA seit Oktober 2026 über eine eigene Plattform läuft.

Was im genehmigten Szenariorahmen bindend wird

Mit der Genehmigung werden die Annahmen zur verbindlichen Grundlage der Markt- und Netzberechnungen für den nächsten Netzentwicklungsplan. Nicht der konsultierte Entwurf, sondern die genehmigte Fassung. Die Bundesnetzagentur ändert dabei, sie hat die Rahmen im Vorgängerzyklus nach eigener Darstellung geändert und genehmigt.

Wie lange solche Festlegungen tragen, zeigt ein Detail aus dem aktuellen Entwurf. Die Übertragungsnetzbetreiber setzen die Verteilnetzverluste analog zur Genehmigung des Szenariorahmens 2025 in allen Szenarien mit 34,8 TWh an, was etwa einer Verdoppelung der heutigen Verluste entspricht. Eine Zahl aus der letzten Genehmigung steht unverändert im nächsten Entwurf.

Bei den Austauschkapazitäten dasselbe Muster. Die Bundesnetzagentur hatte in der Genehmigung 2025 darauf hingewiesen, dass zusätzliche Übertragungskapazitäten ohne konkrete Anhaltspunkte für ihre Verortung im Netz problematisch sind, weil sie Netzanschlusspunkte vorfestlegen können. Die Netzbetreiber schließen sich dieser Argumentation an und empfehlen, keine weiteren Kapazitäten über die bekannten Projektplanungen hinaus anzusetzen.

Wie weit der Entscheidungsspielraum reicht, zeigen die Mengen. Der geschätzte Nettostromverbrauch 2040 liegt im Pfad A bei 855,4 TWh und im Pfad C bei 1.056,1 TWh, gegenüber 466,0 TWh in der Referenz 2025. Neue Rechenzentren steigen von 4,2 TWh auf 141,8 TWh in den Pfaden B und C. Der VKU hält diesen Ansatz trotzdem für eher konservativ und möchte die Sensitivität gegenüber einem höheren Hochlauf transparent gemacht sehen.

Auf der Wasserstoffseite ist die Spreizung noch größer. Die Einspeiseleistung aus Elektrolyse reicht 2040 von 17 GW im Szenario 3 bis 51 GW im Szenario 1. Die zusätzliche Modellierungsvariante 2035, die die Netzbetreiber über den gesetzlichen Auftrag hinaus aufgenommen haben, rechnet mit 10 GW. Diese Variante prüft, welches Wasserstofftransportnetz 2035 mindestens nötig ist und welche Methanleitungen bis dahin umstellbar sind.

Für Verteilnetzbetreiber Strom laufen die genehmigten Mengen über die Regionalszenarien in die eigene Planung. Welche Verzahnung dahintersteht, haben wir im Artikel zum Szenariorahmen 2027 im Verteilnetz aufgeschrieben.

Herausforderungen und Risiken

Der Szenariorahmen ist kein Prognoseinstrument, sondern ein Planungsrahmen. Seine Schwächen wirken in beide Richtungen: Zu niedrige Annahmen verzögern den Ausbau, zu hohe binden Kapital an der falschen Stelle.

Dazu kommen vier Punkte, die aus den Stellungnahmen und aus dem Entwurf selbst folgen:

• Ein als robust eingestufter Pfad A würde die Netzentwicklung bremsen, mit Rückwirkungen bis in die Verteilnetzebene. Das ist die Sorge des VKU, und sie betrifft Investitionsentscheidungen, nicht nur Papier.
• Zu hohe Mengen erzeugen Fehlplanungen. Die Netzbetreiber verweisen selbst darauf, dass Kapazitäten ohne konkrete Verortung Anschlusspunkte vorfestlegen können.
• Die geringe Spreizung zwischen den Pfaden B und C begrenzt den Erkenntnisgewinn. Eine Sensitivitätsanalyse für das Nicht-Erreichen einzelner Ziele fehlt bislang.
• Auf der Gasseite hängt die Qualität der Regionalisierung an Daten, die Verteilernetzbetreiber selbst gemeldet haben und die anschließend nachgeprüft wurden.

Keiner dieser Punkte ist mit einer Stellungnahme erledigt. Sie entscheiden sich in der Genehmigung.

Was Energieversorger jetzt tun sollten

Das Beteiligungsfenster ist zu, die Arbeit daran nicht. In den nächsten Monaten entscheidet sich, ob Ihre Planung auf dem genehmigten Rahmen aufsetzt oder ihm hinterherläuft.

Die nächsten Monate

1. Die eigene Stellungnahme aufbewahren

   Legen Sie Ihre Eingabe und die Ihres Verbands so ab, dass Sie sie bei Veröffentlichung der Genehmigung danebenlegen können. Die Frage, welche Einwände die Behörde übernommen hat und welche nicht, beantwortet sich nur im Vergleich.

2. Beide Genehmigungsfenster terminieren

   Jahreswechsel 2026/2027 und Frühjahr 2027.

3. Regionalszenarien und Netzausbauplan gegen die genehmigten Mengen spiegeln

   Sobald die genehmigte Fassung vorliegt, gehören Ihre Regionalszenarien daneben. Weichen Ihre Annahmen ab, dokumentieren Sie die Abweichung und ihren Grund, statt sie stillschweigend zu übernehmen. Für den Netzausbauplan nach § 14d EnWG ist genau diese Herleitung der Punkt, an dem Rückfragen kommen.

4. Auf der Gasseite die Härtegrade nachrechnen

   Prüfen Sie, ob Ihre gemeldeten Wasserstoffprojekte die Kriterien aus § 16 der Kooperationsvereinbarung Gas wirklich tragen und ob die Einstufung zur kommunalen Wärmeplanung in Ihrem Gebiet passt. Eine Meldung, die der Prüfung nicht standhält, verschwindet aus der Regionalisierung, und mit ihr das Netz, das Sie dafür geplant hatten.

5. Argumente für den Netzentwicklungsplan jetzt sammeln

   Die nächste formelle Beteiligung ist der Entwurf des Netzentwicklungsplans. Wer dafür erst bei Veröffentlichung anfängt, schreibt in zwei Wochen, was über Monate hätte wachsen können.

6. Den Turnus im Regulierungskalender führen

   Nach § 12a EnWG ist der nächste Szenariorahmen bis zum 30. Juni 2028 vorzulegen, die Konsultation folgt im Spätsommer darauf. Das ist kein Termin, den man zufällig mitbekommt.

Weiterführende Informationen

Häufig gestellte Fragen