Szenariorahmen 2027: warum die Annahmen im Verteilnetz hängen

Was im Entwurf 2027 steht

Am 31. August 2026 hat die Bundesnetzagentur die Entwürfe für Strom und für Gas und Wasserstoff zur Konsultation gestellt. Neu ist dabei weniger der Turnus als die Abstimmung: Strom- und Gasseite haben ihre Annahmen erstmals zusammengeführt, bevor sie eingereicht wurden. Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur, hat das in der Mitteilung eigens hervorgehoben.

Zwei Bewegungen fallen auf. Die Elektrolyseure fallen deutlich geringer aus als im letzten Szenariorahmen, weshalb alle Pfade von einer erheblichen Importabhängigkeit bei Wasserstoff ausgehen. Rechenzentren und Großbatteriespeicher dagegen liegen durchweg höher: Der Stromverbrauch neuer Rechenzentren springt von 4,2 TWh in der Referenz auf 141,8 TWh im Pfad B 2040.

Auf der Gasseite bekommt Biomethan erstmals ein starkes Gewicht. Für einen Gasnetzbetreiber ist das die interessantere Zeile als jede Wasserstoffzahl.

Warum das ein Verteilnetzthema ist

Wer die Kennzahlentabelle des Entwurfs durchgeht und bei jeder Zeile fragt, an welcher Spannungsebene die Anlage eigentlich hängt, bekommt ein Ergebnis, das dem Titel des Dokuments widerspricht.

Offshore-Windenergie, Großbatteriespeicher und Elektrolyseure liegen am Übertragungsnetz. Der Rest nicht. 12,5 Millionen Wärmepumpen in Haushalten und im Gewerbe, 39,5 Millionen Elektrofahrzeuge, 400 GW Photovoltaik und 79,5 GW Kleinbatteriespeicher verteilen sich auf Hausanschlüsse, Ortsnetzstationen und Mittelspannungsabgänge. Also auf Ihr Netz.

Der Nettostromverbrauch steigt im selben Pfad von 466,0 auf 1.051,3 TWh. Mehr als eine Verdopplung, und der größere Teil des Zuwachses kommt aus Verbrauchern, die niemand einzeln plant.

Das ist der Grund, warum sich das Lesen lohnt, auch wenn auf dem Deckblatt Netzentwicklungsplan steht.

Der Pfad B ist der wichtigste

Drei Pfade je Zieljahr klingen nach drei gleichrangigen Möglichkeiten. Sind sie nicht.

Der Pfad B trägt zwei Rollen zugleich. Er ist das gemeinsame Szenario, auf das sich Strom- und Gasseite geeinigt haben, und für ihn haben die Übertragungsnetzbetreiber zusammen mit den Fernleitungs- und Wasserstoffnetzbetreibern erstmals konsistente Strom-, Wasserstoff- und Methanbedarfe für Industrie, Haushalte, Gewerbe und Verkehr hergeleitet. Und er ist der Pfad, an dem sich die Regionalszenarien der Verteilnetzbetreiber orientieren.

Damit schließt sich der Kreis zum eigenen Haus. Nach §14d EnWG erstellt jeder Verteilnetzbetreiber alle zwei Jahre einen Netzausbauplan, erstmals zum 31. Oktober 2026, und zwar auf Grundlage des Regionalszenarios. Wer den Pfad B nicht prüft, übernimmt fremde Annahmen ungelesen in die eigene Planung.

Was der Netzausbauplan selbst an Form und Inhalt verlangt, ist ein eigenes Thema. Hier zählt nur, woher seine Zahlen kommen.

Was die Übertragungsnetzbetreiber erstmals übernehmen

Kapitel 1.3 des Entwurfs ist die Stelle, an der ein Verteilnetzbetreiber sich selbst wiederfindet. Die Übertragungsnetzbetreiber schreiben dort, dass der Gesetzgeber mit §14d EnWG eine inhaltliche Verzahnung der Regionalszenarien mit ihren eigenen Szenarien implizit nahegelegt hat, und ziehen daraus eine Konsequenz.

Die regionalen Prognosen der Verteilnetzbetreiber zur Entwicklung der erneuerbaren Energien gehen in den Szenariorahmenentwurf ein. Zum ersten Mal.

Im vorigen Turnus ging das noch nicht. Viele Regionalszenarien setzten damals in hohem Maß auf den Modellierungsergebnissen des Netzentwicklungsplans auf, und Prognosen, die aus dem NEP stammen, wieder in den NEP zu geben, ergibt einen Zirkelschluss. Mit dem zweiten Regionalszenarienpaket vom Dezember 2025 haben die Verteilnetzbetreiber weitgehend eigenständige Prognosen vorgelegt. Erst das hat die Einbindung fachlich möglich gemacht.

Bewusst nicht übernommen wurden die regionalen Flexibilitäten. Zu komplex für diesen Turnus, sagen die Übertragungsnetzbetreiber, und benennen es als Weiterentwicklungspotenzial. Wer Flexibilität im eigenen Netz plant, plant sie also weiterhin allein.

Daneben läuft die Netzbetreiberabfrage weiter, in der projektscharfe Anschlussinformationen zu geplanten Batteriespeichern und Großverbrauchern erhoben werden. Der Entwurf nennt dabei ein Problem beim Namen: Die Meldestandards zwischen den Netzbetreibern unterscheiden sich weiterhin. Besser als im letzten Verfahren, aber eben nicht gleich.

Zwei Sichten auf dieselbe Verzahnung

Die Annäherung zwischen den Ebenen wird im Entwurf durchweg positiv beschrieben. Sie hat aber eine zweite Seite, die im selben Kapitel steht.

Beides steht nebeneinander, und beides stimmt. Die Verzahnung ist echt, die Methode dahinter ist es noch nicht.

Drei Prozent für ganz Deutschland

Ein Detail im Kapitel zu den erneuerbaren Energien verdient mehr Aufmerksamkeit, als es bekommt, weil die Übertragungsnetzbetreiber dort ausdrücklich um Hinweise bitten.

Überbauung heißt, dass an einem Netzverknüpfungspunkt mehr Erzeugungsleistung hängt, als der Anschluss abführen kann. Weil sich die Profile von Wind und Photovoltaik weitgehend ergänzen, geht das meistens gut. Übersteigt die kombinierte Einspeisung den Anschluss, wird der Überschuss nicht eingespeist.

Der Entwurf begrenzt diesen Effekt so, dass die jährliche Energieminderung über beide Technologien hinweg höchstens 3 Prozent der Jahresenergiemenge beträgt, orientiert am planerischen Richtwert der Spitzenkappung. Deutschlandweit einheitlich, ein Faktor für alle Regionen.

Die Übertragungsnetzbetreiber wissen, dass das eine Vereinfachung ist. Sie schreiben selbst, dass sich die betroffenen Regionen über die Zieljahre verschieben, weil Netzengpässe wandern, sobald irgendwo ausgebaut wird. Und sie fragen in der Konsultation zwei Dinge: ob der Parameter angemessen ist, und ob eine regionale Differenzierung sinnvoll wäre.

Für einen Verteilnetzbetreiber in einer Engpassregion ist das keine akademische Frage. Ein einheitlicher Faktor bildet genau die Netze nicht ab, in denen Überbauung heute schon Alltag ist. Wer dazu belastbare eigene Zahlen hat, hat bis zum 28. September einen Adressaten dafür.

Was jetzt zu tun ist

Die Frist ist kurz, und der größte Teil der Arbeit besteht darin, den eigenen Bestand gegen fremde Annahmen zu halten.

Fünf Schritte bis zum 28. September

1. Den Pfad B gegen das eigene Netzgebiet halten

   Nehmen Sie die vier verteilnetznahen Zeilen, Wärmepumpen, Elektrofahrzeuge, Photovoltaik und Kleinbatteriespeicher, und rechnen Sie den bundesweiten Zuwachs auf Ihren Anteil herunter. Wenn Ihre eigene Anschlussantragslage etwas anderes sagt, ist das genau der Hinweis, den die Konsultation sucht. Sie brauchen dafür kein Gutachten, sondern die Zahlen, die ohnehin im Haus liegen.

2. Prüfen, was aus dem eigenen Regionalszenario übernommen wurde

   Die EE-Prognosen sind erstmals eingeflossen. Kontrollieren Sie, ob das, was in Kapitel 4 steht, zu dem passt, was Ihre Planungsregion im Dezember 2025 geliefert hat.

3. Zur Überbauung Stellung nehmen

   Hier ist die Einladung ausdrücklich ausgesprochen, und hier ist der Hebel am größten. Wenn Sie Netzverknüpfungspunkte mit Überbauung betreiben, kennen Sie die tatsächliche Energieminderung. Liegt sie über oder unter 3 Prozent, gehört das in die Stellungnahme, zusammen mit der Frage nach regionaler Differenzierung.

4. Die eigene Meldung an den Standard angleichen

   Der Entwurf nennt unterschiedliche Meldestandards als offenes Problem der Netzbetreiberabfrage. Wer projektscharf und einheitlich meldet, verbessert die Annahmen, mit denen später das eigene Netz gerechnet wird.

5. Den Termin am 31. Oktober mitdenken

   Der erste Netzausbauplan nach §14d EnWG ist wenige Wochen nach dem Konsultationsende fällig. Beide Arbeiten greifen auf dieselben Annahmen zu, also planen Sie sie zusammen und nicht nacheinander.

Weiterführende Informationen

Häufig gestellte Fragen