Stromnetzinfrastruktur

Polygonlayer der Höchstspannungsleitungen mit einer Netzspannung von 380 kV mit einer fiktiven Breite von 16,5 m. Diese Leitungen bilden das Rückgrat des deutschen und europäischen Stromnetzes und ermöglichen die Übertragung sehr großer Strommengen über weite Distanzen mit minimalen Verlusten.

Polygonlayer der Höchstspannungsleitungen mit einer Netzspannung von 220 kV mit einer fiktiven Breite von 16,5 m. Diese Leitungen gehören zur Höchstspannungsebene und dienen der Übertragung großer Strommengen über weite Distanzen im deutschen und europäischen Verbundnetz. 220 kV-Leitungen werden meist als Freileitungen mit Bündelleitern aus zwei eng parallel geführten Einzelseilen realisiert und haben deutlich geringere Übertragungsverluste als 110 kV-Leitungen. Sie sind Teil des grobmaschigen Übertragungsnetzes der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber.

Polygonlayer der Hochspannungsleitungen mit einer Netzspannung von 110 kV mit einer fiktiven Breite von 5,1 m. Diese Leitungen gehören zur Hochspannungsebene und dienen der überregionalen Stromverteilung sowie der Grobverteilung elektrischer Energie in verschiedene Regionen und Ballungszentren. Sie bilden eine wichtige Verbindung zwischen dem Übertragungsnetz und den regionalen Verteilnetzen.

Der Layer "Stromnetzkorridor Mittelspannung" dokumentiert die räumliche Ausdehnung der Mittelspannungsnetze in Deutschland, die als zentrale Bindegliedebene zwischen dem Hochspannungsübertragungsnetz und den örtlichen Niederspannungsverteilnetzen fungieren. Die Mittelspannungsebene umfasst in Deutschland typischerweise Spannungen von 1 kV bis 60 kV, wobei die gebräuchlichsten Spannungsebenen 10 kV, 20 kV und 30 kV sind. Diese Netzebene ist von fundamentaler Bedeutung für die flächendeckende Stromversorgung und die Integration dezentraler Energieerzeugungsanlagen.

Rechtlich basiert der Betrieb von Mittelspannungsnetzen auf dem Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), das die Grundlagen für eine sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche und umweltverträgliche Elektrizitätsversorgung schafft. Nach § 11 EnWG sind Netzbetreiber verpflichtet, ein sicheres, zuverlässiges und leistungsfähiges Energieversorgungsnetz zu betreiben und bedarfsgerecht zu optimieren. Die Technischen Anschlussbedingungen (TAB) und die Technischen Anschlussbedingungen für den Anschluss an das Mittelspannungsnetz (TAB Mittelspannung) konkretisieren die technischen Anforderungen.

Die Mittelspannungskorridore unterliegen besonderen raumordnerischen Bestimmungen gemäß Raumordnungsgesetz (ROG) und sind als Versorgungsinfrastruktur nach § 2 Abs. 2 Nr. 4 ROG zu sichern und zu entwickeln. Die Verordnung über elektromagnetische Felder (26. BImSchV) regelt die Grenzwerte für elektromagnetische Felder von Mittelspannungsleitungen zum Schutz der Bevölkerung. Zudem sind die Bestimmungen des Bundesnaturschutzgesetzes (BNatSchG) bei der Errichtung und dem Betrieb von Mittelspannungsleitungen zu beachten, insbesondere bezüglich Eingriffen in Natur und Landschaft.

Im Kontext der Energiewende kommt den Mittelspannungsnetzen eine Schlüsselrolle zu, da sie die Integration von Wind- und Solaranlagen, Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen und anderen dezentralen Erzeugungsanlagen ermöglichen müssen. Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) verpflichtet die Netzbetreiber in § 8 zur vorrangigen Aufnahme von Strom aus erneuerbaren Energien. Die zunehmende Elektromobilität und die Wärmepumpennutzung stellen zusätzliche Anforderungen an die Kapazität und Flexibilität der Mittelspannungsnetze. Der Netzentwicklungsplan der Verteilnetzbetreiber dokumentiert den erforderlichen Aus- und Umbaubedarf zur Bewältigung dieser Herausforderungen.

Dieser Layer zeigt das Hochspannungsstromnetz der Deutschen Bahn und ihrer Partner zur Energieversorgung des Schienenverkehrs. Er umfasst Bahnstromleitungen verschiedener Spannungsebenen, die das gesamte deutsche Bahnnetz mit elektrischer Energie versorgen.

Netzeinspeisepunkte für 380 kV Höchstspannungsleitungen sind die wichtigsten Umspannwerke und Schaltanlagen im deutschen Übertragungsnetz. Diese Einspeisepunkte bilden das Rückgrat der deutschen Stromversorgung und ermöglichen die Übertragung großer Strommengen über weite Distanzen mit minimalen Verlusten. Sie verbinden Großkraftwerke, Offshore-Windparks und andere Großerzeuger mit dem nationalen und europäischen Verbundnetz. Das 380 kV-Netz wird fast ausschließlich als Freileitung realisiert und von den vier deutschen Übertragungsnetzbetreibern betrieben.

Netzeinspeisepunkte für 220 kV Höchstspannungsleitungen sind Umspannwerke und Schaltanlagen, die zur Höchstspannungsebene gehören und wichtige Knotenpunkte im deutschen Übertragungsnetz darstellen. Diese Spannungsebene wird zusammen mit 380 kV für die Übertragung großer Strommengen über weite Distanzen verwendet. 220 kV-Netzeinspeisepunkte sind im europäischen Verbundnetz integriert und ermöglichen sowohl den nationalen als auch den grenzüberschreitenden Energieaustausch. Sie werden von den vier deutschen Übertragungsnetzbetreibern betrieben und sind Teil des europäischen ENTSO-E Verbundsystems.

Netzeinspeisepunkte für 110 kV Hochspannungsleitungen sind Umspannwerke und Schaltanlagen, die als Verbindungsknoten zwischen verschiedenen Spannungsebenen im deutschen Stromnetz dienen. Diese Einspeisepunkte transformieren Strom zwischen dem überregionalen Verteilnetz (110 kV) und untergeordneten Spannungsebenen und ermöglichen die Einspeisung von Strom aus Kraftwerken und erneuerbaren Energien. Sie sind wesentliche Bestandteile der deutschen Strominfrastruktur, die von den vier Übertragungsnetzbetreibern (50Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW) und regionalen Verteilnetzbetreibern betrieben werden.

Dieser Layer zeigt alle Netzverknüpfungspunkte des elektrischen Stromnetzes im Mittel- und Niederspannungsbereich. Er erfasst kritische Infrastrukturelemente der Energieversorgung und dient Netzbetreibern, Planern und Behörden zur Überwachung und Wartung der lokalen Stromversorgungsinfrastruktur.

Der Layer umfasst primär Netzverknüpfungspunkte der Mittelspannung (6kV bis 35kV) und Niederspannung (230V bis 1kV) sowie deren Übergangspunkte. Typische Beispielwerte sind 20kV-Verknüpfungspunkte, 10kV-Systeme, 400V-Ortsnetze und kombinierte Netzübergänge wie 20kV/400V oder 10kV/400V, die zwischen den Spannungsebenen vermitteln.

Punktlayer der Netzeinspeisepunkte (Umspannwerke und Schaltanlagen) aller Spannungsebenen im deutschen Stromnetz. Diese Anlagen dienen als Verbindungsknoten zwischen verschiedenen Spannungsebenen und ermöglichen die Transformation und Verteilung elektrischer Energie. Umspannwerke sind wesentliche Bestandteile sowohl des Übertragungsnetzes (betrieben von den vier Übertragungsnetzbetreibern) als auch der regionalen Verteilnetze (betrieben von etwa 866 Verteilnetzbetreibern). Sie enthalten Transformatoren, Schaltanlagen und Schutzeinrichtungen zur sicheren und zuverlässigen Stromversorgung.

Dieser Layer zeigt die räumliche Verteilung von Stromtransformatoren. Er erfasst wichtige technische Infrastruktur zur Spannungsumwandlung im Stromnetz.

Dieser Layer zeigt alle Ortnetzstationen (Verteilertransformatoren) im Untersuchungsgebiet, die elektrische Energie von der Mittelspannungsebene auf die Niederspannungsebene für Haushalte und Kleinverbraucher transformieren.

Dieser Layer enthält Daten zur Schnellen Netzanschlussprüfung (SNAP) für erneuerbare Energieanlagen. Er zeigt potenzielle Netzanschlusspunkte mit ihrer jeweiligen Kapazität und ermöglicht eine erste Einschätzung der Netzanschlussmöglichkeiten für Photovoltaik- und andere regenerative Energieprojekte.

Der Layer "Übertragungsnetzbetreiber" bildet die geografischen Regelzonen der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) ab und stellt damit die oberste Ebene der deutschen Stromversorgungsinfrastruktur dar. Die Übertragungsnetze mit Spannungsebenen von 220 kV bis 380 kV sind das Rückgrat der deutschen Elektrizitätsversorgung und ermöglichen den großräumigen Transport elektrischer Energie zwischen den Erzeugungszentren und Verbrauchsregionen sowie den grenzüberschreitenden Stromaustausch mit den europäischen Nachbarländern.

Rechtlich basiert das Übertragungsnetzsystem auf dem Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), das in § 12 die besonderen Pflichten der Übertragungsnetzbetreiber definiert. Diese umfassen die Systemverantwortung für die Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit, die Gewährleistung eines sicheren und zuverlässigen Netzbetriebs sowie die Bereitstellung von Systemdienstleistungen zur Frequenz- und Spannungshaltung. Nach § 13 EnWG sind die Übertragungsnetzbetreiber zur Vorhaltung einer angemessenen Reservekapazität und bei Bedarf zu Netzschaltungen und Redispatch-Maßnahmen verpflichtet.

Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber - 50Hertz Transmission (Ostdeutschland), Amprion (Westen und Südwesten), TenneT TSO (Norden und Teile Bayerns) und TransnetBW (Baden-Württemberg) - sind gemäß §§ 8 ff. EnWG rechtlich und operationell von vertikal integrierten Energieversorgungsunternehmen entflochten (Unbundling). Die Bundesnetzagentur überwacht als nationale Regulierungsbehörde nach § 54 EnWG die Einhaltung der Unbundling-Vorschriften und genehmigt die Netzentgelte nach der Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV).

Eine zentrale Aufgabe der Übertragungsnetzbetreiber ist die Erstellung des jährlichen Netzentwicklungsplans Strom nach § 12b EnWG, der den Ausbaubedarf für die nächsten zehn bis zwanzig Jahre prognostiziert und die Grundlage für das Bundesbedarfsplangesetz (BBPlG) bildet. Im Kontext der Energiewende kommt den Übertragungsnetzen eine Schlüsselrolle zu, da sie die Integration großer Offshore-Windparks in der Nord- und Ostsee sowie den Transport der Windenergie zu den Verbrauchszentren in Süddeutschland ermöglichen müssen. Das Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) und das Bundesbedarfsplangesetz definieren die prioritären Übertragungsleitungsprojekte für die Energiewende.

Die Übertragungsnetzbetreiber sind auch verantwortlich für die Umsetzung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) in ihrer Regelzone, einschließlich der EEG-Umlage-Abwicklung und des bundesweiten Ausgleichsmechanismus. Zudem koordinieren sie die grenzüberschreitende Zusammenarbeit im Rahmen des European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E) und setzen die europäischen Netzcodices zur Marktintegration und Systemsicherheit um.

Der Layer "Netzbetreiber Hochspannung" dokumentiert die geografischen Versorgungsgebiete der deutschen Hochspannungsnetzbetreiber und bildet damit die regionale Verteilungsebene zwischen den überregionalen Übertragungsnetzen und den lokalen Mittelspannungsverteilnetzen ab. Die Hochspannungsebene umfasst in Deutschland typischerweise Spannungen von 60 kV bis 110 kV und dient der regionalen Energieverteilung sowie der Versorgung größerer industrieller Abnehmer und Ballungsräume. Diese Netzebene hat eine zentrale Bedeutung für die regionale Versorgungssicherheit und die Integration dezentraler Erzeugungsanlagen mittlerer Leistung.

Rechtlich basiert der Betrieb von Hochspannungsnetzen auf dem Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), wobei die Hochspannungsnetzbetreiber ähnliche Verpflichtungen wie die Mittelspannungsnetzbetreiber haben, jedoch aufgrund der höheren Spannungsebene erweiterte Systemverantwortung tragen. Nach § 11 EnWG müssen sie ein sicheres, zuverlässiges und leistungsfähiges Energieversorgungsnetz diskriminierungsfrei betreiben und bedarfsgerecht optimieren. Die Technischen Anschlussbedingungen für Hochspannung (TAB Hochspannung) definieren die spezifischen Anforderungen für Netzanschlüsse auf dieser Spannungsebene.

Die Hochspannungsnetzbetreiber unterliegen der Regulierung durch die Bundesnetzagentur gemäß § 54 EnWG und müssen die Entflechtungsbestimmungen nach §§ 6 ff. EnWG einhalten, wobei für größere Unternehmen verschärfte Unbundling-Anforderungen gelten. Die Anreizregulierungsverordnung (ARegV) regelt auch für die Hochspannungsebene die Erlösobergrenzen und Investitionsanreize. Besondere Bedeutung haben die Bestimmungen zur Systemsicherheit nach § 13 EnWG, da Hochspannungsnetze bei größeren Störungen erhebliche Auswirkungen auf die regionale Versorgung haben können.

Im Rahmen der Energiewende kommt den Hochspannungsnetzen eine wachsende Bedeutung zu, da sie zunehmend größere Windparks, Solarparks und Biomasseanlagen integrieren müssen. Die regionale Energiewende führt zu veränderten Lastflüssen, da die Hochspannungsnetze von reinen Verteilnetzen teilweise zu Einspeisenetzen werden. Dies erfordert umfangreiche Netzertüchtigungen und den Ausbau von Mess-, Steuer- und Regeltechnik für das Smart Grid. Das Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) und die Verordnung zu abschaltbaren Lasten (AbLaV) schaffen rechtliche Grundlagen für die Flexibilisierung der Hochspannungsnetze.

Die Hochspannungsnetze sind auch relevant für die Umsetzung der Verordnung über technische Mindestanforderungen an den sicheren und interoperablen Betrieb von Telekommunikationsnetzen und den Schutz vor Störungen (TKMV), da sie kritische Infrastrukturen im Sinne des IT-Sicherheitsgesetzes darstellen. Zudem unterliegen sie den Bestimmungen des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (BImSchG) bezüglich elektromagnetischer Felder und der Verordnung über elektromagnetische Felder (26. BImSchV).

Der Layer "Netzbetreiber Mittelspannung" dokumentiert die geografischen Versorgungsgebiete der deutschen Mittelspannungsnetzbetreiber und bildet damit die organisatorische und wirtschaftliche Struktur der dezentralen Stromverteilung in Deutschland ab. Dieser Layer ist von zentraler Bedeutung für das Verständnis der Energieversorgungslandschaft, da er die Zuständigkeitsbereiche der einzelnen Verteilnetzbetreiber (VNB) definiert und damit die Grundlage für Netzanschlussverfahren, Netzentgelte und die regionale Energiewende-Umsetzung bildet.

Rechtlich basiert die Abgrenzung der Netzbetreibergebiete auf dem Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), das in § 3 Nr. 3 den Netzbetreiber als natürliche oder juristische Person definiert, die ein Energieversorgungsnetz betreibt. Nach § 11 EnWG sind Netzbetreiber zur diskriminierungsfreien Gewährung des Netzzugangs verpflichtet und müssen ihr Netz bedarfsgerecht optimieren, verstärken und ausbauen. Die Gebietsabgrenzungen sind durch historisch gewachsene Konzessionsverträge mit Gemeinden gemäß §§ 46 ff. EnWG entstanden, die das ausschließliche Recht zur Nutzung öffentlicher Verkehrswege für die Verlegung und den Betrieb von Leitungen regeln.

Die Bundesnetzagentur führt als Regulierungsbehörde nach § 54 EnWG die Aufsicht über die Netzbetreiber und überwacht die Einhaltung der Entflechtungsbestimmungen (Unbundling) nach §§ 6 ff. EnWG. Die Anreizregulierungsverordnung (ARegV) regelt die Erlösobergrenzen der Netzbetreiber und schafft Investitionsanreize für den Netzausbau. Das Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) regelt zusätzlich die Zuständigkeiten für intelligente Messsysteme im jeweiligen Netzgebiet.

Im Kontext der Energiewende sind die regionalen Unterschiede zwischen den Netzbetreibergebieten von besonderer Relevanz, da sich die Herausforderungen durch erneuerbare Energien, Sektorkopplung und Digitalisierung regional stark unterscheiden. Ländliche Gebiete mit hohem Anteil an Wind- und Solarenergie stehen vor anderen Aufgaben als urbane Ballungsräume mit hoher Verbrauchsdichte und zunehmender Elektromobilität. Der Netzentwicklungsplan Strom und die regionalen Verteilnetzstudien der Übertragungsnetzbetreiber berücksichtigen diese regionalen Besonderheiten bei der Planung des Netzausbaus. Zudem sind die Netzbetreibergebiete relevant für die Umsetzung des Steuerbare-Verbrauchseinrichtungen-Gesetzes (SteuVerG) und die regionale Flexibilitätsvermarktung.

Dieser Layer dokumentiert die deutschlandweite Struktur der Niederspannungsnetzbetreiber (0,4 kV) und bildet die kritische letzte Meile der Stromverteilung zu Endverbrauchern ab. Der Layer erfasst die 866 regionalen Verteilnetzbetreiber mit ihren spezifischen Betriebskostenzuschlägen (BKZ) für verschiedene Spannungsebenen und dient als zentrale Grundlage für Netzentgeltberechnungen, Regulierungsanalysen und die strategische Planung der Energiewende-Integration auf lokaler Ebene.

Die Anwendung richtet sich insbesondere an Energieversorger, Stadtplaner, Regulierungsbehörden und alle Akteure, die mit der Umsetzung von § 14a EnWG bezüglich steuerbarer Verbrauchseinrichtungen befasst sind. Rechtlich basiert der Layer auf den fundamentalen Bestimmungen des Energiewirtschaftsgesetzes, wobei EnWG § 11 die Netzbetreiber zum diskriminierungsfreien Betrieb und bedarfsgerechten Ausbau verpflichtet, während EnWG § 20 den diskriminierungsfreien Netzzugang für alle Marktteilnehmer regelt. Die §§ 6 ff. EnWG definieren die Entflechtungsbestimmungen (Unbundling) mit Ausnahmen für Netzbetreiber mit weniger als 100.000 Kunden, und § 14a EnWG behandelt seit Januar 2024 steuerbare Verbrauchseinrichtungen mit reduzierten Netzentgelten.

Der Layer "Entlastungsregionen" dokumentiert geografische Gebiete in Deutschland, die zur Entlastung von strukturellen, demografischen oder wirtschaftlichen Herausforderungen besonders gefördert oder entwickelt werden sollen. Diese Regionen sind typischerweise durch spezifische Problemlagen gekennzeichnet, wie beispielsweise wirtschaftliche Strukturschwäche, Bevölkerungsrückgang, unzureichende Infrastruktur oder besondere Umweltbelastungen, und erfordern daher gezielte raumordnerische und förderpolitische Maßnahmen zur nachhaltigen Entwicklung.

Rechtlich basieren Entlastungsregionen auf den Bestimmungen des Raumordnungsgesetzes (ROG), das in § 2 die Grundsätze der Raumordnung definiert und die Schaffung gleichwertiger Lebensverhältnisse in allen Teilräumen als zentrales Ziel formuliert. Nach § 8 ROG sollen Raumordnungspläne zur Verwirklichung der Grundsätze und Ziele der Raumordnung beitragen und dabei besondere Entwicklungsbedarfe berücksichtigen. Die Gemeinschaftsaufgabe "Verbesserung der regionalen Wirtschaftsstruktur" (GRW) nach Artikel 91a Grundgesetz schafft den verfassungsrechtlichen Rahmen für die gemeinsame Förderung strukturschwacher Regionen durch Bund und Länder.

Die Ausweisung von Entlastungsregionen erfolgt häufig im Kontext der Europäischen Strukturförderung, insbesondere durch den Europäischen Fonds für regionale Entwicklung (EFRE) und den Europäischen Sozialfonds Plus (ESF+), die in der Förderperiode 2021-2027 besondere Unterstützung für Regionen in demografischem Wandel und mit strukturellen Herausforderungen vorsehen. Das Strukturstärkungsgesetz (StrStG) regelt speziell die Förderung der vom Kohleausstieg betroffenen Regionen und schafft rechtliche Grundlagen für umfassende Entlastungsmaßnahmen in den Braunkohlerevieren.

Im Bereich der Umweltpolitik können Entlastungsregionen auch im Kontext der Luftqualitätsrichtlinie der EU und des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (BImSchG) ausgewiesen werden, um Regionen mit Schadstoffbelastungen gezielt zu entlasten. Das Bundesnaturschutzgesetz (BNatSchG) sieht in § 9 die Möglichkeit vor, Gebiete zur Kompensation von Eingriffen in Natur und Landschaft zu entwickeln, was ebenfalls zur Entlastung ökologisch belasteter Räume beitragen kann.

Die demografische Entwicklung spielt bei der Ausweisung von Entlastungsregionen eine zentrale Rolle, da schrumpfende Regionen besondere Herausforderungen bei der Aufrechterhaltung der Daseinsvorsorge haben. Das Regionalisierungsgesetz (RegG) und die Verordnung über die Allgemeinen Vorschriften für Betriebsstillegungen im Eisenbahnverkehr berücksichtigen diese Aspekte bei der Sicherstellung des öffentlichen Nahverkehrs in dünn besiedelten Gebieten. Zudem sind Entlastungsregionen oft Schwerpunktgebiete für die Förderung der Digitalisierung nach dem Telekommunikationsgesetz (TKG) und dem DigiNetz-Gesetz zur Verbesserung der digitalen Infrastruktur.

Der Layer "Verteilnetzausbau bis 2033" dokumentiert die geplanten und bereits realisierten Maßnahmen zum Ausbau und zur Verstärkung der deutschen Verteilnetze auf Hoch-, Mittel- und Niederspannungsebene bis zum Jahr 2033. Dieser Layer ist von zentraler Bedeutung für die Umsetzung der Energiewende, da die Verteilnetze den größten Anpassungsbedarf durch die dezentrale Energieerzeugung, die zunehmende Elektrifizierung der Sektoren Wärme und Mobilität sowie die fortschreitende Digitalisierung der Energieversorgung aufweisen.

Rechtlich basiert der Verteilnetzausbau auf dem Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), das in § 11 Abs. 1 die Netzbetreiber zur bedarfsgerechten Optimierung, Verstärkung und zum Ausbau ihrer Netze verpflichtet. Diese Verpflichtung wurde durch das Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende und das Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) um die Integration intelligenter Messsysteme und steuerbarer Verbrauchseinrichtungen erweitert. Das Steuerbare-Verbrauchseinrichtungen-Gesetz (SteuVerG) schafft seit 2024 zusätzliche Planungsgrundlagen für netzdienlichen Betrieb von Wärmepumpen und Ladeeinrichtungen.

Die Netzausbauplanung erfolgt auf Basis der Netzentwicklungspläne der Verteilnetzbetreiber, die gemäß § 14d EnWG erstellt werden müssen und die mittel- bis langfristige Entwicklung der Verteilnetze prognostizieren. Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) verpflichtet in § 8 zur vorrangigen Aufnahme von Strom aus erneuerbaren Energien und schafft damit wesentliche Ausbauanforderungen. Die Verordnung über den Zugang zu Elektrizitätsverteilnetzen (StromNZV) regelt die technischen Mindestanforderungen und Anschlussverfahren.

Die Finanzierung des Verteilnetzausbaus erfolgt über die regulierten Netzentgelte nach der Anreizregulierungsverordnung (ARegV) und der Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV). Investitionen in zukunftsfähige Netzinfrastruktur werden durch Investitionszuschläge nach § 25 ARegV gefördert. Das Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz (NABEG) gilt zwar primär für die Übertragungsebene, schafft aber auch Verfahrenserleichterungen für größere Verteilnetzprojekte.

Im Kontext der Klimaziele der Bundesregierung und der EU sind die Verteilnetze Schlüsselinfrastruktur für die Sektorkopplung. Die Nationale Wasserstoffstrategie und das Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetz (GEIG) schaffen zusätzliche Anforderungen an die Netzinfrastruktur. Die Verordnung über technische Mindestanforderungen an den sicheren und interoperablen Betrieb von Telekommunikationsnetzen (TKMV) und das IT-Sicherheitsgesetz 2.0 regeln die Cybersicherheitsanforderungen für die zunehmend digitalisierten Verteilnetze. Zudem müssen Umweltverträglichkeitsprüfungen nach dem UVPG und artenschutzrechtliche Prüfungen nach dem Bundesnaturschutzgesetz (BNatSchG) bei größeren Netzausbauprojekten durchgeführt werden.

Der Layer "Verteilnetzausbau bis 2028" erfasst die prioritären und kurzfristig geplanten Maßnahmen zum Ausbau der deutschen Verteilnetze in einem verkürzten Planungshorizont von fünf Jahren. Diese zeitliche Fokussierung auf den Zeitraum bis 2028 spiegelt die Dringlichkeit des Netzausbaus im Kontext der beschleunigten Energiewende und der verschärften Klimaziele wider. Der Layer dokumentiert Projekte, die bereits in konkreter Planung oder Realisierung stehen und wesentlich zur kurzfristigen Bewältigung der Herausforderungen durch den massiven Ausbau erneuerbarer Energien, die Elektrifizierung des Verkehrssectors und die zunehmende Wärmepumpen-Nutzung beitragen sollen.

Rechtlich basiert dieser beschleunigte Verteilnetzausbau auf den erweiterten Verpflichtungen des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG), insbesondere § 11 Abs. 2, der die Netzbetreiber zur unverzüglichen Optimierung und zum bedarfsgerechten Ausbau verpflichtet. Das Osterpaket 2022 hat mit dem EEG 2023 und Änderungen am EnWG die Ausbauziele für erneuerbare Energien deutlich verschärft und damit den Druck auf die Verteilnetze erhöht. Das Wind-an-Land-Gesetz und das Solarpaket I schaffen zusätzliche Beschleunigungsanforderungen für die Netzintegration.

Die Projekte bis 2028 unterliegen den neuen Bestimmungen des Planungsbeschleunigungsgesetzes und des Genehmigungsbeschleunigungsgesetzes, die Verfahren für Energieinfrastruktur verkürzen sollen. Das Steuerbare-Verbrauchseinrichtungen-Gesetz (SteuVerG) von 2024 schafft neue Planungsgrundlagen für die Integration von Wärmepumpen und Ladeinfrastruktur, die besonders in den Projekten bis 2028 berücksichtigt werden müssen. Die verschärften Klimaziele des Klimaschutzgesetzes 2021 erfordern eine beschleunigte Dekarbonisierung, die sich direkt in den kurzfristigen Netzausbauplänen niederschlägt.

Die Finanzierung der bis 2028 geplanten Projekte profitiert von den erweiterten Investitionsbudgets der Anreizregulierungsverordnung (ARegV) und den Sonderregelungen für klimaschutzbedingte Mehrinvestitionen. Das Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetz (GEIG) und die Novelle der Gebäude-Richtlinie der EU schaffen konkrete Anforderungen an die Ladeinfrastruktur, die sich in den Netzausbauplänen bis 2028 manifestieren.

Besondere Bedeutung haben in diesem Zeitrahmen die Smart-Grid-Investitionen nach dem Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) und die Cybersicherheitsmaßnahmen gemäß IT-Sicherheitsgesetz 2.0, da die Digitalisierung der Verteilnetze eine Grundvoraussetzung für die effiziente Integration der stark wachsenden dezentralen Erzeugung darstellt. Die Wasserstoffstrategie des Bundes erfordert zudem bereits bis 2028 erste Vorbereitungen für H2-ready-Netzinfrastrukturen in Pilotregionen. Die European Green Deal-Vorgaben und die REPowerEU-Strategie verstärken den politischen Druck für eine schnelle Umsetzung der Verteilnetzprojekte bis 2028.

Der Layer "Verteilnetzausbau bis 2048" dokumentiert die langfristige strategische Planung des deutschen Verteilnetzausbaus über einen Zeitraum von 25 Jahren und bildet damit die umfassende Transformation der Energieversorgungsinfrastruktur zur vollständigen Dekarbonisierung ab. Diese Langfristplanung berücksichtigt die strukturellen Veränderungen durch die vollständige Elektrifizierung der Sektoren Wärme, Mobilität und Industrie sowie den massiven Ausbau dezentraler erneuerbarer Energien, Speichersysteme und die Integration von Wasserstoffinfrastrukturen. Der Planungshorizont bis 2048 orientiert sich an den deutschen Klimaneutralitätszielen und den langfristigen europäischen Dekarbonisierungsstrategien.

Rechtlich basiert die Langfristplanung auf den erweiterten Verpflichtungen des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) zur vorausschauenden Netzentwicklung gemäß § 14d EnWG und den strategischen Zielen des Klimaschutzgesetzes, das bis 2045 Treibhausgasneutralität vorsieht. Das Bundes-Klimaschutzgesetz und die daraus abgeleiteten sektoralen Emissionsbudgets erfordern eine fundamentale Transformation der Energieinfrastruktur, die sich in den langfristigen Verteilnetzplänen niederschlägt. Die Nationale Wasserstoffstrategie und das geplante Wasserstoffbeschleunigungsgesetz schaffen rechtliche Grundlagen für die Integration von H2-Infrastrukturen in die Verteilnetzplanung.

Die Europäische Dimension der Langfristplanung wird durch die Fit for 55-Gesetzgebung, den European Green Deal und die REPowerEU-Strategie geprägt, die bis 2050 vollständige Klimaneutralität vorsehen. Die überarbeitete Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) und die Energieeffizienz-Richtlinie der EU schaffen verbindliche langfristige Ausbauziele, die sich direkt in den deutschen Verteilnetzplänen widerspiegeln. Das geplante europäische Stromsystem-Integrationsgesetz wird weitere Anforderungen an die grenzüberschreitende Koordination der Verteilnetzplanung stellen.

Die Finanzierung der Langfristinvestitionen erfolgt über weiterentwickelte Regulierungsmodelle der Anreizregulierungsverordnung (ARegV), die Anreize für klimaschutzbedingte Transformationsinvestitionen schaffen. Das EU-Taxonomie-System und die Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD) beeinflussen die Investitionsentscheidungen der Netzbetreiber in Richtung nachhaltiger Netzinfrastrukturen. Die Langfristplanung muss auch die Auswirkungen des demografischen Wandels und der Urbanisierungstrends berücksichtigen, die sich erheblich auf die räumliche Verteilung des Energiebedarfs auswirken werden.

Technologisch umfasst die Planung bis 2048 die vollständige Digitalisierung der Verteilnetze zu Smart Grids, die Integration von Vehicle-to-Grid-Technologien, saisonalen Speichersystemen und Power-to-X-Anlagen. Das Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) und künftige Digitalisierungsgesetze schaffen die regulatorischen Grundlagen für diese Transformation. Die Cybersicherheitsanforderungen gemäß IT-Sicherheitsgesetz 2.0 und künftiger EU-Cybersicherheitsverordnungen werden dabei kontinuierlich verschärft. Zudem müssen die langfristigen Auswirkungen des Klimawandels auf die Netzinfrastruktur, wie extreme Wetterereignisse und veränderte Temperaturprofile, in die Planung einbezogen werden, was neue Anforderungen an Resilienz und Anpassungsmaßnahmen gemäß der EU-Klimaanpassungsstrategie schafft.