1.   EINLEITUNG

Der europäische Elektrizitätssektor steht vor einem außergewöhnlichen und raschen Wandel. Durch den Aufbau sauberer Kapazitäten, insbesondere unterschiedlicher erneuerbarer Energiequellen, wurde der Strommix der EU umgestaltet, damit allen Verbrauchern heimische, sichere, wettbewerbsfähige und dekarbonisierte Energie zur Verfügung steht. Allein von 2022 bis 2024 wurde in der EU eine Rekordleistung von 168 GW Solar- und 44 GW Windenergiekapazität installiert. Im Jahr 2024 stammten 47 % der Elektrizitätserzeugung in der EU aus erneuerbaren Energiequellen. Gleichzeitig verändert sich durch neue Verwendungszwecke wie Elektrifizierung, einschließlich Elektromobilität, Heizung und Kühlung, Wasserstofferzeugung und einige industrielle Prozesse, insbesondere solche, die bei niedrigen und mittleren Temperaturen ablaufen, auch die Nachfrage. Diese neuen Trends werden in den kommenden Jahren wahrscheinlich zu einem Anstieg des Stromverbrauchs führen.

Stromnetze sind das notwendige Bindeglied zwischen Erzeugung und Nachfrage. Sie bieten die Netzkapazität, die erforderlich ist, um Haushalte sowie neue Industrien und Unternehmen zu versorgen. Das europäische Elektrizitätsversorgungssystem basiert auf Netzen, die größtenteils in den 1970er und 1980er-Jahren vorausschauend für die zu dieser Zeit üblichen Erzeugungskapazitäten gebaut wurden (1). Diese Netze müssen modernisiert und instand gesetzt, aber auch dringend ausgebaut werden, um der heutigen Komplexität der Energiewende, sowohl auf Ebene der Übertragungs- als auch der Verteilernetze, gerecht zu werden. Schätzungen zufolge werden 40 bis 55 % der Niederspannungsleitungen bis 2030 älter als 40 Jahre sein, während ihre Gesamtlänge zwischen 2021 und 2022 lediglich um 0,8 % zugenommen hat (2). Darüber hinaus führen die Umstellung unserer Energiesysteme auf saubere Energiequellen und die langen Fristen, die üblicherweise für die Entwicklung von Netzprojekten erforderlich sind, zu erheblichen Verzögerungen beim Netzanschluss. Bei Windparks kann der Zugang zum Netz bis zu neun Jahre dauern (3).

Verzögerungen beim Netzausbau führen zu einem ungleichen Zugang zum Binnenmarkt, größeren Unterschieden beim Energiepreis sowie externen Klimaeffekten und verursachen damit auch gesellschaftliche Kosten. Der IEA zufolge (4) wären die gesamten CO2-Emissionen aus dem Elektrizitätssektor von 2023 bis 2050 in einem Szenario mit verzögertem Netzausbau um 58 Gigatonnen höher als in einem auf die nationalen Klimaziele abgestimmten Szenario. Dies entspricht den gesamten CO2-Emissionen des weltweiten Elektrizitätssektors von 2018 bis 2022.

All dies zeigt, dass sich die derzeitigen Verfahren für den Netzausbau ändern müssen, um den aktuellen und künftigen Bedarf rechtzeitig zu decken.

Der vorliegende Leitfaden für vorgezogene Investitionen unterstützt die Mitgliedstaaten, die nationalen Regulierungsbehörden sowie die Betreiber von Verteiler- und Übertragungsnetzen mit Handlungsempfehlungen für den gesamten Prozess, der zu einer endgültigen Investitionsentscheidung führt, d. h. Netzplanung, Regulierungskontrolle, Kostenanrechnung und Anreize. Die in diesem Leitfaden aufgeführten Maßnahmen zielen darauf ab, effiziente zukunftsorientierte Investitionen in Netzvorhaben zu fördern und die Energiekosten erschwinglich zu halten. Die effiziente Förderung vorgezogener Investitionen sollte für eine erhebliche Erhöhung der jährlichen Netzinvestitionen sorgen, die Effizienz und Wirksamkeit dieser Investitionen erhöhen und gleichzeitig sicherstellen, dass die Stromrechnungen für Haushalte, Industrien und Unternehmen erschwinglich bleiben.

2.   WAS IST EINE VORGEZOGENE INVESTITION?

2.1.   Begriffsbestimmung und Beispiele

Der Begriff „vorgezogene Investition“ wird in den Rechtsvorschriften der Union verwendet, jedoch nicht ausdrücklich definiert. Die TEN-E-Verordnung (5) bezieht sich auf vorgezogene Investitionen im Zusammenhang mit regulatorischen Anreizen, mit denen spezifische höhere Risiken bei Entwicklung, Bau, Betrieb oder Instandhaltung eines Vorhabens von gemeinsamem Interesse ausgeglichen werden können. Vorgezogene Investitionen als solche werden jedoch nicht definiert. Gleiches gilt für die Elektrizitätsverordnung (6), in der im Rahmen der Reform der Gestaltung des Elektrizitätsmarkts antizipatorische Investitionen als Mittel für eine beschleunigte Netzentwicklung genannt werden, um dem schnelleren Ausbau der Erzeugung erneuerbarer Energien, auch in ausgewiesenen Beschleunigungsgebieten für erneuerbare Energie, und der intelligenten elektrifizierten Nachfrage zu entsprechen.

Die Diskussionen mit Interessenträgern im Rahmen des 8. Energieinfrastruktur-Forums im Juni 2022 (7) haben gezeigt, dass der Begriff „vorgezogene Investitionen“ unterschiedlich verstanden wird. Diese unterschiedlichen Sichtweisen ergeben sich aus der historischen Praxis, in der derzeit keine nationale Regulierungsbehörde (NRB) Investitionen ausdrücklich als „vorgezogen“ bezeichnet (8). Dennoch wird der Begriff in der Praxis bereits für einige Netzinvestitionen und bestimmte Regelungsrahmen verwendet. Arbeiten, die zunächst vom Forum eingeleitet und im Rahmen des Aktionsplans für Stromnetze fortgesetzt wurden, haben dazu beigetragen, die Bedeutung des Begriffs „vorgezogene Investitionen“ genauer einzugrenzen. Zur Vorbereitung dieses Leitfadens holte die Kommission in mehreren themenbezogenen Sitzungen des Energieinfrastruktur-Forums zwischen 2022 und 2024, zwei Workshops für Interessenträger am 29. April 2024 und 11. Dezember 2024 sowie zwei Umfragen für NRB (9) und andere Interessenträger (10) Beiträge ein.

Die Kommission versteht unter „vorgezogenen Investitionen“ Investitionen in Vermögenswerte der Netzinfrastruktur, die proaktiv einem Netzausbaubedarf Rechnung tragen, der über den Bedarf für die Verstärkung des Netzes im Zusammenhang mit derzeit vorliegenden Netzanschlussanträgen durch Erzeugungs- oder Nachfragevorhaben hinausgeht. Vorgezogene Investitionen sind zukunftsorientierte Netzinvestitionen auf der Grundlage des ermittelten mittel- und langfristigen Netzbedarfs, der in Netzentwicklungsplänen begründet wird und auf Szenarien beruht, die eine plausible Entwicklung der Erzeugungs- und Nachfragekapazitäten prognostizieren, die die energie-, klima- und industriepolitischen Ziele einschließlich der nationalen Energie- und Klimapläne unterstützen. Vorgezogene Investitionen sind keine neue „Klasse“ von Investitionen, da sie aus denselben Netzvermögenswerten bestehen wie alle anderen Arten von Netzinvestitionen, etwa reaktive Investitionen (11).

Vorgezogene Investitionen sind auf Ebene der Übertragungsnetze bis zu einem gewissen Grad üblich, da die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) ihren Bedarf häufig anhand von Szenarien bewerten, die politische Maßnahmen berücksichtigen und auf die künftige Entwicklung bei Stromverbrauch und -versorgung ausgerichtet sind. So sind beispielsweise hybride Offshore-Verbindungsleitungen in der Regel vorgezogene Vorhaben, da bei ihrem Bau angenommen wird, dass die nahegelegenen Erzeugungskapazitäten künftig noch zunehmen. Auf Ebene der Verteilung sind vorgezogene Investitionen bisher eher selten, da die meisten Verteilernetzbetreiber (VNB) ihre Netze üblicherweise auf der Grundlage des geltenden Rechtsrahmens reaktiv ausbauten und Netzverstärkungen erst dann vornahmen, wenn Netzanschlussanträge vorlagen oder Instandsetzungen erforderlich waren. Der Hauptgrund für den reaktiven Netzausbau ist das wahrgenommene Risiko bei vorgezogenen Investitionen, insbesondere die potenzielle Unterauslastung des Vermögenswerts, die zu höheren Preisen für Verbraucher führt, ohne dass diese einen Nutzen wahrnehmen. Noch nicht in allen Mitgliedstaaten gibt es Regelungen zur Risikominderung. Das Kapitel über Strategien zur Risikominderung enthält weitere Informationen zu diesem Thema. Beispiele für vorgezogene Investitionen, einschließlich Investitionen zur Erleichterung des Netzausbaus in der Zukunft, sind:

—

Verstärkungen der Onshore-Netze, z. B. neue Umspannstationen, um absehbare Veränderungen bei Angebot und Nachfrage bewältigen zu können, etwa durch eine Überdimensionierung der Kapazität der Umspannstation, des Umspannwerks, oder der Leitungen selbst. Dies könnte beispielsweise im Zusammenhang mit Beschleunigungsgebieten für erneuerbare Energien erfolgen.

—

Zukunftssichere Gestaltung von Offshore-Vorhaben, z. B. durch die Zuweisung von Flächen für eine Offshore-Umspannstation, die so geplant wird, dass sie künftige Erweiterungen erlaubt, oder durch die Planung der gesamten Umspannstation mit größerer Kapazität. Dies könnte beispielsweise dazu dienen, den Anschluss in Betracht gezogener Verbindungsleitungen oder neuer nahegelegener Windparks, die voraussichtlich versteigert werden, zu ermöglichen. Durch eine solche Vorausplanung können im Vergleich zum Bau zusätzlicher Offshore-Umspannstationen erhebliche Kosten eingespart werden.

—

Verlegung von Leerrohren in Gräben, um für künftige Kapazitätssteigerungen gerüstet zu sein, da eine zweite Runde von Bauarbeiten zu erheblichen Kosten und zu Mehraufwand für die Beantragung neuer Genehmigungen führen kann. Entsprechend können Netzvermögenswerte so ausgelegt werden, dass sie bei Bedarf mit zusätzlichen Stromkreisen nachgerüstet werden können. Die Leitungen können mit Masten für Doppelleitungen gebaut werden, auch wenn anfangs nur ein Stromkreis installiert wird.

—	Ausbau zur Erhöhung der langfristigen Resilienz des Systems. Dies kann beispielsweise durch den Netzausbau für mehr Klimaresilienz geschehen (sodass etwa durch die strukturelle Verstärkung von Leitungen die Bereitschaft in klimatisch ungünstigen Jahren gewährleistet ist).

2.2.   Gründe für die Notwendigkeit vorgezogener Investitionen

Bis 2040 sind Investitionen in Höhe von 730 Mrd. EUR für den Ausbau des Verteilernetzes und 472 Mrd. EUR für den Ausbau des Übertragungsnetzes erforderlich  (12), um den Energiebinnenmarkt voranzubringen, die Netzkapazität auszubauen und so den Anschluss neuer, sauberer, kostengünstiger Erzeugungsvorhaben zu ermöglichen, die die durchschnittlichen Großhandelspreise für Strom senken. Höhere Investitionen in die Netze ermöglichen eine mittelfristige Senkung der Verbraucherkosten, weil sie die Kapazitäten bereitstellen, die für die Integration neuer kostengünstiger Stromerzeugung erforderlich sind, und die Systemkosten insgesamt senken (13). Entscheidend ist, dass der Zugang zum Netz und eine erschwingliche Energieversorgung auch eine der notwendigen Voraussetzungen für die Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Industrie sind. Es gibt vor allem drei Gründe, warum Investitionen vorausschauend getätigt werden müssen:

1.

Unzureichend dimensionierte Netze führen zu längeren Vorlaufzeiten für Netzanschlüsse, wodurch sich die Elektrifizierung sowie die Nutzung sauberer Energiequellen verzögert, weil der Netzausbau länger dauert als der Bau von Erzeugungs- und Nachfragevermögenswerten. Netzvorhaben sind komplex und erstrecken sich häufig über mehrere Regionen oder sogar mehrere Mitgliedstaaten oder Drittländer. Diese Komplexität erhöht die Dauer der Projektentwicklung. Die Vorlaufzeiten können für Verteilernetzvorhaben acht bis zehn Jahre und für Übertragungsnetzvorhaben sogar über zehn Jahre betragen (14). Darüber hinaus haben sich die Preise und Wartezeiten für neue Transformatoren und Kabel aufgrund unzureichender inländischer Produktionskapazitäten im Vergleich zum Zeitraum 2021-2022 fast verdoppelt, sodass die Beschaffung von Kabeln zwei bis drei Jahre und die von Großleistungstransformatoren bis zu vier Jahre dauert (15). Eine bessere Berücksichtigung vorgezogener Investitionen in der Netzplanung könnte die Anschlusszeiten insgesamt erheblich verkürzen und die Hersteller von Schlüsselkomponenten dabei unterstützen, ihre Produktionskapazitäten auszuweiten und Investitionen besser zu planen.

2.

Bei bestimmten Anwendungen kann die Dimensionierung größerer Vermögenswerte zu Kosteneinsparungen pro MW gebauter Netzkapazität führen und möglicherweise auch bessere Bedingungen bei Technologieanbietern ermöglichen. Darüber hinaus können unzureichende Investitionen in die Netzinfrastruktur vielerorts mittelfristig für die Gesellschaft teurer werden (16) als vorgezogene Investitionen, die kontrollierten Prüf- und Risikomanagementprozessen unterliegen.

3.	Schließlich genügt bei vorgezogenen Investitionen nur ein Genehmigungsverfahren für den unmittelbaren und künftigen Bedarf, wodurch der Netzausbau beschleunigt und die Akzeptanz in der Öffentlichkeit verbessert wird.

3.   NETZENTWICKLUNGSPLANUNG FÜR DEN ZUKUNFTSORIENTIERTEN BEDARF

Der erste Aktionsbereich ist die Netzplanung. Der Netzausbau, zumindest im Mittel- und Hochspannungsbereich, erfolgt auf der Grundlage nationaler Entwicklungs- und Investitionspläne. Daher müssen die Investitionspläne der Netzbetreiber auf zukunftsorientierten Netzentwicklungsplänen (NDP) beruhen, in denen die effizientesten Netzlösungen für den Netzbedarf bewertet, quantifiziert und gefunden werden.

3.1.   Anforderungen und Rahmen für die Netzplanung

Wenn es um den geografischen Geltungsbereich geht, gibt es drei Ebenen der Netzentwicklungsplanung (EU, Übertragung, Verteilung). Auf Unionsebene verabschiedet und veröffentlicht der ENTSO-E alle zwei Jahre einen nicht verbindlichen unionsweiten Zehnjahresnetzentwicklungsplan (TYNDP) und legt ihn der ACER zur Stellungnahme vor. Der TYNDP behandelt grenzüberschreitende Verbindungsleitungen innerhalb Europas und in Drittländer, aber auch interne Leitungen von grenzüberschreitender Bedeutung. Gemäß der TEN-E-Verordnung muss die Planung der Stromnetze mit den Netzen anderer Energieträger, einschließlich Wasserstoff, integriert werden. Die Verbünde ENTSO-E und ENTSOG (17) entwickeln die Szenarien für die TYNDP gemeinsam.

Seit 2024 deckt der TYNDP mit den Offshore-Netzentwicklungsplänen für Meeresbecken auch den Offshore-Bereich ab; diese beruhen auf unverbindlichen Offshore-Vereinbarungen über geplante Erzeugungskapazitäten, die von den Mitgliedstaaten alle zwei Jahre vorgelegt werden. Hybride Verbindungsleitungen sind meist vorgezogene Investitionen, da sie in der Regel auf Schätzungen der künftigen Offshore-Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien beruhen, bei denen der TYNDP und die nationalen Übertragungsnetzentwicklungspläne berücksichtigt werden. Aus diesem Grund entspricht die Netzplanung für den Offshore-Bereich auf Unionsebene bereits dem regulären Bottom-up-Ansatz (aus Verbrauchsperspektive), zu dem die Mitgliedstaaten Top-Down-Leitlinien (aus der Versorgungsperspektive) in Form ihrer unverbindlichen Ziele für erneuerbare Offshore-Energie für die Meeresbecken beisteuern.

Auf nationaler Ebene sind die Übertragungs- und Verteilernetzbetreiber verpflichtet, mindestens alle zwei Jahre entsprechende Netzentwicklungspläne (NDP) zu erstellen (18). Auf Ebene der Übertragungsnetze skizziert der Plan die Entwicklung der wichtigsten Übertragungsinfrastruktur in den nächsten zehn Jahren und enthält detaillierte Angaben zu den Investitionen, die in den nächsten drei Jahren getätigt werden sollen. Die Netzplanung muss gut auf die gemäß der Verordnung (EU) 2018/1999 vorgelegten nationalen Energie- und Klimapläne abgestimmt sein, sodass künftige Trends bei Erzeugung und Last sowie die Entwicklung von Laststeuerung, Flexibilität und alternativen Netzlösungen berücksichtigt werden. Darüber hinaus sollte der NDP auf Ebene der Übertragungsnetze am unionsweiten TYNDP ausgerichtet sein.

Auf Ebene der Verteilernetze muss der Plan die in den nächsten fünf bis zehn Jahren geplanten Investitionen enthalten, mit besonderem Augenmerk auf der wesentlichen Verteilerinfrastruktur, die erforderlich ist, um neue Erzeugungskapazitäten und neue Lasten, einschließlich Ladepunkten für Elektrofahrzeuge, anzuschließen. Darüber hinaus muss er Transparenz bei den erforderlichen mittel- und langfristigen Flexibilitätsleistungen gewährleisten und Alternativen zum Netzausbau (wie Flexibilität, Laststeuerung oder innovative Netztechnologien) berücksichtigen (19).

3.2.   Verbesserungen bei der Netzplanung, die zukunftsorientierte Investitionen erlauben

Herausforderungen

Gemäß den geltenden gesetzlichen Anforderungen sollten die NDP der künftigen Nachfrage- und Angebotsentwicklung sowohl auf Ebene der Übertragungs- als auch auf Ebene der Verteilernetze Rechnung tragen, was den Einsatz vorgezogener Investitionen erleichtern würde. Allerdings wird dies innerhalb der Union nicht überall gleich gut umgesetzt  (20), was derzeit in vielen Fällen die Aufnahme vorgezogener Investitionen in die Netzpläne erschwert.

Während in den NDP für Übertragungsnetze viele ÜNB ihre Planung bereits auf Szenarien stützen, die Energie- und Klimaziele berücksichtigen, ist dies bei VNB weniger verbreitet. Dies hängt damit zusammen, dass es in den betreffenden Ländern mehrere kleine VNB gibt, die oft nicht über ausreichende Kapazitäten zur Modellierung des künftigen Bedarfs verfügen oder aufgrund ihrer geringen Kundenbasis von dieser Pflicht befreit sind.

Das Fehlen geeigneter Koordinierungsprozesse bei der Erstellung von Szenarien erhöht das Risiko von Netzengpässen und -verzögerungen. Wenn beispielsweise ein VNB Netzpläne umsetzt und vorgezogene Investitionen tätigt, die dem schnellen Umstieg auf erneuerbare Energien, Elektromobilität und Wärmepumpen oder der industriellen Elektrifizierung in einer Region Rechnung tragen, der ÜNB diese Entwicklungen in seinen eigenen Szenarien jedoch nicht ausreichend berücksichtigt, ist die verfügbare Netzkapazität für neue Anschlüsse wahrscheinlich ausgeschöpft, sobald auf Ebene des Übertragungsnetzes in dieser Region eine neue Umspannstation erforderlich ist. Da Übertragungsnetzvorhaben in der Regel komplexer und langwieriger sind als solche im Verteilernetz, kann dies zu erheblichen Verzögerungen bei neuen Netzanschlüssen führen.

Empfehlungen der Kommission

a)

Die nationalen Regulierungsbehörden und/oder die Behörden der Mitgliedstaaten sollten sicherstellen, dass die Netzentwicklungspläne auf Szenarien für die künftige Entwicklung beruhen und den Zusammenhang zwischen künftiger Erzeugung und Verbrauch und dem vorgeschlagenen Netzausbau klar erläutern. Darüber hinaus sollten die Szenarien zumindest auf der jeweiligen Planungsebene aufeinander abgestimmt werden. Mitgliedstaaten, die das Konzept der vorgezogenen Investitionen nutzen, entwickeln in der Regel NDP auf der Grundlage von Szenarien, was als bewährtes Verfahren gilt (21).

b)

Szenarien für die Netzentwicklungsplanung definieren die Parameter, von denen der künftige Netzbedarf abhängt. Die Szenarien sollten nach öffentlicher Konsultation und in Abstimmung mit den Mitgliedstaaten bzw. NRB entwickelt werden, damit sie auf die langfristigen nationalen energie- und klimapolitischen Ziele (gemäß den nationalen Energie- und Klimaplänen) abgestimmt sind und die Beiträge der Interessenträger auf inklusive und transparente Weise berücksichtigen. Insbesondere sollte die Planung die Verwirklichung der Ziele der Union und der Mitgliedstaaten ermöglichen, z. B. in den Bereichen erneuerbare Energien, Wärme- und Kälteversorgung (Verknüpfung mit lokalen Plänen für die Wärme- und Kälteversorgung), Ladeinfrastruktur für Elektromobilität und Dekarbonisierung der Industrie, etwa durch Elektrifizierung oder Wasserstoff. Auch auf nationaler Ebene sollte sektorübergreifend geplant werden, damit Risikobewertungen mit einer koordinierten Planung durchgeführt werden können. Bei den NDP sollten mehrere Szenarien und Sensitivitätsanalysen zum Einsatz kommen, um Ungewissheiten in Bezug auf künftige Nachfrage und Angebot zu berücksichtigen. Wichtig ist, dass die Mitgliedstaaten frühzeitig solide mittel- und langfristige energie- und klimapolitische Ziele, Strategien und Pläne entwickeln, die den Aufbau von Netzentwicklungsszenarien erleichtern.

c)

Die Netzbetreiber sollten sicherstellen, dass NDP die wichtigsten Instrumente sind, in denen vorgezogene Investitionen aufgeführt, bewertet und schließlich vom Aufsichtsrahmen genehmigt werden sollten. Die NDP sollten deutlich beschreiben, wie das Netz ausgebaut werden soll, und so Klarheit für Investoren und Lieferketten schaffen. Der Detaillierungsgrad hängt von der Spannungsebene, und bei VNB auch vom Kundenstamm ab (22). So sind beispielsweise bei Niederspannungsnetzen eines VNB die Netzelemente wahrscheinlich sehr projektspezifisch und Bedarf und Merkmale auf die Bedürfnisse der einzelnen Netznutzer zugeschnitten.

d)

Bei der Planung neu gebauter Investitionen sollten die Netzbetreiber Lösungen in Betracht ziehen, die künftige Kapazitätssteigerungen ermöglichen, und die Vermögenswerte auf einen künftigen Ausbau vorbereiten. Dies könnte den Netzausbau unter den Gesichtspunkten der Transparenz, der Sichtbarkeit und der Genehmigung insgesamt erheblich beschleunigen. Konkrete Beispiele wären die Bereitstellung einer größeren Fläche für Übergabestationen, die Installation größerer Masten oder Transformatoren (die in Zukunft zusätzliche Leitungen ermöglichen) und die Verlegung von Leerrohren in Gräben.

e)

Die Mitgliedstaaten und/oder die NRB könnten prüfen, ob sie einen angemessenen zukunftsorientierten Zeitraum für die detaillierte Netzplanung oder gegebenenfalls für die Investitionspläne der Netzbetreiber einführen, damit vorgezogene Investitionen berücksichtigt und genehmigt werden können. Dies könnte dazu beitragen, Engpässe in der Lieferkette zu vermeiden und die industrielle Wertschöpfungskette in Europa zu halten, was auch den Zielen der Netto-Null-Industrie-Verordnung entspricht.

f)

Darüber hinaus muss noch mehr getan werden, um die verschiedenen Ebenen der Netzplanung zu koordinieren und sicherzustellen, dass Vermögenswerte kosteneffizient geplant werden. Dazu könnten die Mitgliedstaaten oder die NRB beispielsweise auf nationaler Ebene und so weit wie möglich auf regionaler Ebene eine zeitliche Abstimmung der NDP oder die Koordinierung der verwendeten Eingangsdaten (Szenarien) auf allen Planungsebenen vorschreiben. Derzeit müssen sämtliche Pläne mindestens alle zwei Jahre vorgelegt werden, wobei es keine Anforderungen an ihre Abfolge oder Verflechtung gibt, was zu Effizienzmängeln führt. Die Europäische Kommission prüft derzeit mögliche weitere Maßnahmen im Rahmen des anstehenden Pakets „Europäische Netze“. Das Thema Netzplanung wird auch in dem Entwurf eines Netzkodex zur Laststeuerung behandelt, den die ACER der Europäischen Kommission im März 2025 vorgelegt hat. Die ACER plant ferner, bis Mitte 2025 einen Leitfaden für Verteilernetzentwicklungspläne herauszugeben.

3.3.   Kontrollregelung für Netzentwicklungspläne

Herausforderungen

Oft werden vorgezogene Investitionen erst gar nicht geplant und in NDP aufgenommen, weil davon ausgegangen wird, dass sie später im Kontrollverfahren sowieso abgelehnt werden. Und auch wenn vorgezogene Investitionen in NDP oder Investitionsplänen vorgeschlagen werden, stellen die Bewertungsverfahren der NRB in vielen Fällen ein Hindernis dar, wenn die Bewertung beispielsweise auf Szenarien beruht, die andere Annahmen zugrunde legen, oder vor allem in Bezug auf die Dekarbonisierungsziele oder die Integration erneuerbarer Energien andere Zeiträume bewerten als die Netzpläne. Dies kann auch dann passieren, wenn Umfang und Bedingungen der Regulierungskontrolle nicht im Voraus transparent festgelegt werden.

Es gibt verschiedene Verfahren, um die Kontrollen zu unterfüttern. In Lettland beispielsweise bewertet die nationale Regulierungsbehörde, ob die NDP für Übertragungsnetze mit dem unionsweiten TYNDP übereinstimmen, und insbesondere, ob sie Engpässe in grenzüberschreitenden Verbindungsleitungen vermeiden. In Portugal gibt die NRB zu den Entwürfen der NDP eine Stellungnahme ab, die von den Netzbetreibern in der endgültigen Fassung zu berücksichtigen ist. In Österreich unterfüttert die NRB die Kontrollen mit Qualitäts- und Kostenbewertungen durch Prüfer, bevor sie eine Investition in das regulierte Anlagevermögen aufnimmt. In vielen Mitgliedstaaten bewerten die NRB die NDP pauschal und konzentrieren sich dabei auf Vorhaben und Investitionsprogramme mit hoher Investitionsintensität, für die sie Kosten-Nutzen-Analysen anfordern (23).

Bewährte Verfahren für die Netzentwicklungsplanung, um vorgezogene Investitionen zu ermöglichen:

Österreich	Das Bundesministerium für Klima, Energie und Mobilität erstellt auf der Grundlage einheitlicher Entwicklungsszenarien, die sowohl den Zeitrahmen bis 2030 als auch den bis 2040 berücksichtigen, einen integrierten Netzentwicklungsplan, der sowohl Strom als auch Gas umfasst. Der NDP des ÜNB muss diesen Plan berücksichtigen, damit die geplante Netzinfrastruktur dem künftigen Bedarf gerecht wird.
Belgien	Die NDP werden auf den Ausbau erneuerbarer Offshore-Energie ausgerichtet, wobei die zugrunde liegenden Szenarien die nationalen und europäischen Energie- und Klimaziele berücksichtigen.
Dänemark	Die Ziele für 2050 werden bei der Netzplanung vollständig berücksichtigt, wobei die dänische Energieagentur die Annahmen für die Szenarien festlegt, die sämtliche Netzbetreiber und die NRB verwenden müssen.
Frankreich	Netznutzer sind verpflichtet, dem Netzbetreiber künftige Pläne zu melden, damit diese bei der Planung berücksichtigt werden können. Frankreich hat einen Rechtsrahmen (S3REnR) (24) für die Netzentwicklungsplanung geschaffen, der den Ausbau der Energieerzeugung aus erneuerbaren Quellen umfassend in die Planung integriert und Ausbauvorhaben im Bereich erneuerbarer Energien, die Netzplanung und die Kostenvergemeinschaftung koordiniert. Dem liegt die Erklärung geplanter Vorhaben durch Entwickler im Bereich erneuerbarer Energien auf einer eigens dafür eingerichteten Website zugrunde. Darüber hinaus hat Frankreich „Dekarbonisierungszonen“ eingerichtet, d. h. Industriezentren, in denen der Erdgasverbrauch künftig durch einen erheblichen Strombedarf ersetzt werden dürfte.
Deutschland	Gemeinsame Szenarien, die ÜNB und VNB bei der künftigen Netzentwicklung berücksichtigen. Netzentwicklungspläne sind zukunftsorientiert, Hoch- und Mittelspannungs-VNB erstellen und veröffentlichen jedes Jahr gemeinsam NDP für die kommenden zehn Jahre. Sie koordinieren die Vorhaben in sechs Planungsregionen. Die Szenarien erfassen den Zeitraum bis 2045.
Portugal	Die NDP müssen die NEKP widerspiegeln, die Netzplanung muss dem Klimabedarf entsprechen. Für die NDP von Verteilernetzen gibt es drei Stromnachfrageszenarien für 2024-2031, wobei das zentrale Szenario (1,1 % jährliches Wachstum) als Referenz dient. Die Verteiler-NDP berücksichtigen Flexibilität und sonstige alternative Netzoptionen. Neue Umspannstationen lassen Spielraum für Skalierbarkeit und künftige Netznutzer. Neue Leitungen mit einem Stromkreis werden mit Masten gebaut, die auch für zwei Stromkreise geeignet sind.

Empfehlungen der Kommission

a)

Die NRB sollten für eine angemessene regulatorische Kontrolle der NDP sorgen, um die Bewertung und Einbeziehung vorgezogener Investitionen zu erleichtern. Dazu sollten sie sicherstellen, dass diese auf geeigneten Szenarien beruhen und eine klare Verbindung zwischen den NDP und der Genehmigung von Investitionen oder den weiteren Investitionsplänen besteht. Wenn Investitionen im Rahmen der Weiterverfolgung des NDP nicht direkt genehmigt werden, sollte aus Gründen der Transparenz zumindest die Methode für die Genehmigung von Investitionen in den NDP aufgenommen werden.

b)

Falls nötig, sollte die NRB ihre Verfahren in Bezug auf die Anforderungen an die Änderung der NDP anpassen, z. B. wenn es darum geht, dem künftigen Bedarf Rechnung zu tragen, damit die NDP zu echten Instrumenten der Investitionsplanung werden können, die die Systemvorteile und -anforderungen für die Zukunft antizipieren und berücksichtigen.

4.   VORGEZOGENE INVESTITIONEN SO ERMÖGLICHEN, DASS STROM ERSCHWINGLICH BLEIBT

Herausforderungen

Durch erneuerbare Energien, die Elektrifizierung der Wirtschaft und neue Nachfragequellen wie Rechenzentren und Elektrolyseure sind heute höhere Investitionen in die Stromnetze notwendig als früher  (25). Dadurch steigt nicht nur der jährliche Gesamtinvestitionsbedarf, ein Teil dieses Investitionsbedarfs muss womöglich auch als vorgezogene Investitionen in die Gegenwart verlagert werden. Die Herausforderung besteht darin, die notwendigen Investitionen zu tätigen, um neue Netznutzer anzuschließen und Strom dahin zu bringen, wo er gebraucht wird, und gleichzeitig die Rechnungen für die Verbraucher erschwinglich zu halten.

Angesichts dieser Größenordnungen müssen die Netzbetreiber gleichzeitig beträchtliche Mittel in Form von Eigen- und Fremdkapital aufnehmen, um ihre Investitionspläne zu finanzieren. Um ihnen den effizienten Zugang zu den Finanzmärkten zu erleichtern, damit sie die nötigen Investitionsmittel aufbringen können, benötigen sie eine wettbewerbsfähige Vergütung, die eine angemessene Rendite und Berechenbarkeit künftiger Gewinne berücksichtigt.

In den Bereichen Festlegung von Netzentgelten, Anschlusskostenbeiträgen sowie Regulierungskontrolle und Festlegung von Anreizen sind weitere Maßnahmen erforderlich.

4.1.   Netzentgelte

Netzentgelte sind Preise, die Netznutzer für die Dienstleistung der Stromübertragung vom Erzeugungsort bis zum Ort der Nutzung zahlen. Ein wichtiger Zweck der Netztarife ist es, die Kostendeckung zu ermöglichen, die für Netzinvestitionen in Vermögenswerte der Übertragungs- und Verteilernetze und intelligente Zähler erforderlich ist, sowie die Kosten für ihre Systemdienstleistungen zu finanzieren. Gemäß der Elektrizitätsverordnung (Artikel 18) müssen Netzentgelte kostenorientiert sein, sowohl kurzfristig als auch langfristig angemessene Anreize, unter anderem für vorgezogene Investitionen, setzen, die Integration erneuerbarer Energien, Flexibilität und Lösungen zu Optimierung des bestehenden Netzes fördern und zu den Zielen der nationalen Energie- und Klimabeiträge beitragen.

Empfehlungen der Kommission

a)

Netzentgelte sollten die kurzfristige (z. B. Netzverluste und Überlastungskosten) und langfristige Kostenstruktur widerspiegeln, einschließlich der Kosten für geplante Investitionen in den Infrastrukturausbau. In den meisten Rechtsordnungen ist die NRB gesetzlich befugt, die Tarifmethode festzulegen oder zu genehmigen.

b)

Angesichts der Umgestaltung des Energiesystems muss die von der NRB festgelegte Kostenaufteilung zwischen den Verbrauchergruppen sorgfältig beobachtet werden. Grundsätzlich sollten jedoch allen Netznutzern die ihnen erbrachten Netzdienstleistungen in Rechnung gestellt werden. Eine gebührende Regulierungskontrolle sollte sicherstellen, dass die von den Verbrauchern über Netzentgelte getragenen Kosten dem künftigen Bedarf des Netzes entsprechen.

c)

Im Einklang mit dem Aktionsplan für erschwingliche Energie könnten die Mitgliedstaaten gegebenenfalls in konkreten Fällen ihre öffentlichen Mittel nutzen, um die zusätzlichen Kosten zu decken, die sich aus Maßnahmen zur Beschleunigung der Dekarbonisierung und Marktintegration ergeben, und dadurch die Netzentgelte zu senken, wo dies mit dem Rechtsrahmen, den Vorschriften über staatliche Beihilfen und dem Wettbewerbsrecht vereinbar ist. Darüber hinaus könnten die Mitgliedstaaten erwägen, Engpasserlöse zur Finanzierung vorgezogener Investitionen zu nutzen (26), um die Gesamtbelastung des Entgeltsystems zu verringern. Eine weitere Option wären staatliche Darlehen für den Infrastrukturausbau, die auf der Grundlage der tatsächlichen Kapazitätsauslastung der Vermögenswerte zurückgezahlt werden (siehe das Beispiel Schweden in Abschnitt 4.3). Darüber hinaus könnten staatliche Garantien die Finanzierung vorgezogener Investitionen erleichtern, wenn die notwendige neue Investition im Vergleich zum regulierten Anlagevermögen oder der Schuldenquote des Unternehmens zu hoch ist.

Wie im Aktionsplan für erschwingliche Energie vorgesehen, wird die Kommission bis zum zweiten Quartal 2025 Leitlinien für Netzentgelte und die damit verbundene Nutzung öffentlicher Mittel und noch im Jahr 2025 eine Investitionsstrategie für saubere Energie vorlegen.

4.2.   Anschlusskostenbeiträge

Anschlusskostenbeiträge dienen vor allem dazu, die Kosten der neuen oder modernisierten Vermögenswerte zu decken, die für den Anschluss der Netznutzer erforderlich sind. Ihre Gestaltung spielt daher bei der Kostendeckung vorgezogener Investitionen eine entscheidende Rolle. Was die Netzentgelte betrifft, so können die Anschlusskostenbeiträge über die Kostendeckung hinaus auch so gestaltet werden, dass Anreize für ein netzfreundliches Verhalten der Netznutzer entstehen.

Empfehlungen der Kommission

a)

Die von den NRB festgelegten Anschlusskostenbeiträge können helfen, die Kosten für den Anschluss von Vorhaben der Netznutzer intelligenter zu decken. Wenn Anschlusskostenbeiträge und deren Höhe intelligent gestaltet werden, kann dies Anreize dafür setzen, dass Anschlussanträge dort gestellt werden, wo es für das Netz besser ist; z. B. durch niedrigere (direkte) Anschlusskostenbeiträge in Gebieten, in denen vorgezogene Netzinvestitionen getätigt wurden, und höhere (vollständige) Anschlusskostenbeiträge, wenn Netznutzer Vorhaben in überlasteten Gebieten entwickeln, obwohl diese nicht geplant waren. Dies kann die Netznutzer ermutigen, sich am (vorgezogenen) Planungsprozess zu beteiligen und Projekte an netzfreundlichen Standorten vorzuschlagen.

b)

Darüber hinaus sollte bei den Anschlusskostenbeiträgen in Gebieten für vorgezogene Investitionen berücksichtigt werden, dass die Netzvermögenswerte zwar anfangs womöglich nicht voll ausgelastet sind, in der Zukunft jedoch mit einer erheblichen Zahl neuer Anschlüsse zu rechnen ist. Wenn die ersten Nutzer in diesen Gebieten durch hohe Anschlusskostenbeiträge überlastet werden, könnte dies ihr Geschäftsszenario für einen Standort in diesem Gebiet untergraben und die Kosten auf ungerechte Weise auf sie abwälzen, wenn sie sich ans Netz anschließen.

c)

Wenn vorgezogene Investitionen sehr hoch sind, können Zurückstellungsstrategien die unmittelbaren Kostenauswirkungen auf die Verbraucher abmildern. Standardisierte Reservierungsgebühren (z. B. pro MW), die einem Anteil an den gesamten (vollständigen) vorgezogenen Kosten, geteilt durch die erwartete künftige Nutzernachfrage, entsprechen, können wirksame Instrumente sein, um sicherzustellen, dass potenzielle Netznutzer ihre Vorhaben in Gebieten so umsetzen, wie in den NDP vorgesehen. So erleichtert Irland beispielsweise die Einrichtung von Knotenpunkten für erneuerbare Energien durch eine Methode zur Berechnung der Anschlusskostenbeiträge nach Megavolt-Ampere (MVA) (27). Um hohe Anschlusskosten für die ersten Nutzer zu vermeiden, sehen einige nationale Regelungen Erstattungssysteme oder Methoden zur Kostenteilung zwischen den Netznutzern vor (28).

d)

Gleichzeitig könnten die Mitgliedstaaten das Risiko, dass Vermögenswerte anfangs nicht ausgelastet sind, senken, indem sie sehr klare Vorschriften für Anschlussanträge einführen und maximale Anschlussfristen mit klaren Verpflichtungen sowohl für die Netzbetreiber als auch für die Netznutzer festlegen. Wie im Aktionsplan für die europäische Automobilindustrie vorgesehen, wird die Europäische Kommission bis Ende 2025 umfassendere Empfehlungen zur Bearbeitung von Anschlussanträgen vorlegen.

4.3.   Regulierungskontrolle von Netzinvestitionen und Anreizen

Herausforderungen

Die Regulierungskontrolle des Netzausbaus trägt entscheidend dazu bei, dass Investitionen kosteneffizient und gerechtfertigt sind und Stromrechnungen erschwinglich bleiben. Wie bereits in Abschnitt 3.3 erwähnt, sollte die Regulierungskontrolle vorgezogener Investitionen hauptsächlich in der Planungsphase erfolgen, wenn die jeweiligen Netz- oder Investitionspläne der Netzbetreiber (als Teil des NDP oder gesondert) bewertet werden. Wichtig ist, dass sie bereits mit den NDP beginnen sollte, da diese die analytische Grundlage für Investitionsentscheidungen bilden.

Empfehlungen der Kommission

a)

Die NRB sollten klare Regeln für die Kostenfreigabe vorgezogener Investitionen einführen. Auf der Grundlage der Netzplanung sollten die NRB potenzielle Wohlfahrtsverluste aufgrund einer „zu frühen“ oder „zu späten“ Umsetzung von Vorhaben bewerten und bei der Genehmigung von Investitionen berücksichtigen. Dies sollte die Gleichbehandlung vorgezogener Investitionen mit anderen Investitionen gewährleisten und gleichzeitig der für sie charakteristischen Risikoverteilung Rechnung tragen. Der Kontrollprozess sollte sorgfältig abgewogen werden. In der Praxis bedeutet dies beispielsweise, dass zu strenge Praktiken vermieden werden, etwa die Vorgabe, dass Vorhaben ihren Wert in zu vielen oder zu unterschiedlichen Szenarien nachweisen müssen. Beispielsweise kann in den Vorschriften eine begrenzte Anzahl konkreter Szenarien festgelegt werden, in denen der Investitionsbedarf ermittelt wurde, wie dies heute beim TYNDP und beim Auswahlverfahren für Vorhaben von gemeinsamem Interesse bzw. Vorhaben von gegenseitigem Interesse im Rahmen der TEN-E-Verordnung der Fall ist. Diese beruhen auf drei Szenarien, von denen eines bei der Bewertung vorrangig behandelt wird.

b)

Darüber hinaus sollten Vorhaben, die in den NDP oder Investitionsplänen vorgeschlagen werden, sobald sie positiv bewertet wurden und gerechtfertigte (genehmigte) Kosten angefallen sind, nachträglich nicht mehr verwaltungsrechtlich infrage gestellt werden. Die Aufnahme bereits gebauter Netzvermögenswerte in das regulierte Anlagevermögen sollte von den NRB nicht infrage gestellt werden, auch wenn ihre tatsächliche Auslastung unerwartet von den modellierten Prognosen abweicht. Die Regulierungssysteme sollten Stabilität und Sicherheit der getätigten Investitionen gewährleisten und gleichzeitig Anreize setzen, damit die Netzbetreiber Ungewissheiten so gut wie möglich mindern (z. B., indem sie verstärkt Interessenträger in die Erstellung von Szenarien einbinden). Nachträgliche Strafen für Netzbetreiber, wenn die tatsächliche Auslastung von Netzvermögenswerten von den Prognosen abweicht, anhand derer die vorgezogene Investition bewertet wurde, könnten eine erhebliche Hürde für künftige Investitionen darstellen. Sobald eine Entscheidung für eine vorgezogene Investition von der Regulierungsbehörde genehmigt wurde, sollte davon ausgegangen werden, dass sie die Anforderungen an eine solide Planung und Entscheidungsfindung erfüllt.

c)

Neben spezifischen Kontrollmaßnahmen für Vorhaben oder Programme können die NRB auch auf Effizienzbenchmarks zurückgreifen, um für Kosteneffizienz zu sorgen. Allerdings müssen solche Praktiken auch vorgezogenen Investitionen gerecht werden, das heißt sie dürfen nicht ausschließlich historische Daten oder die kurzfristige Wirksamkeit berücksichtigen. Andernfalls würde der relative Erfolg von Netzbetreibern, die vorgezogene Investitionen tätigen, negativ ausfallen und damit Fehlanreize setzen.

d)

Von den NRB festgelegte Abschreibungen bilden einen wesentlichen Teil der zulässigen Erlöse bei der Gestaltung von Entgelten. Eine Anpassung der Abschreibungsprofile kann die kurzfristigen Auswirkungen der Kosten vorgezogener Investitionen auf die Entgelte verringern. In der Regel werden Netzvermögenswerte über ihre Nutzungsdauer linear abgeschrieben. Da bei vorgezogenen Investitionen die Vermögenswerte anfänglich womöglich nicht voll ausgelastet sind, kann die sofortige Umlage der vollen Abschreibungskosten auf die Verbraucher zum sprunghaften Anstieg der Entgelte führen. Sofern dies für notwendig und gerechtfertigt erachtet wird, könnte die Abschreibung verschoben werden, um eine stärkere Kostendeckung in kommende Jahre mit einer höheren Verbraucherbasis und einer höheren Auslastung der Vermögenswerte zu verlagern. Dadurch würde sich der Investitionsfall verbessern, ohne die derzeitigen Verbraucher unverhältnismäßig zu belasten. Die Regulierungsbehörden können auch den Beginn der Abschreibung so lange aufschieben, bis eine bestimmte Auslastung der Vermögenswerte bzw. Nachfrage erreicht ist, um die Kostendeckung über einen längeren Zeitraum zu verteilen und besser auf die tatsächliche Netzauslastung und den Nutzen für die Verbraucher abzustimmen. Allerdings müssen solche Ansätze gegen das Investitionsszenario der Betreiber abgewogen werden, weil sich der Amortisierungszeitraum der Investition verlängert. Dies gilt insbesondere unter dem Gesichtspunkt der Finanzierung und des Cashflows, da zunächst hohe Investitionen getätigt werden, die Erträge jedoch erst später hereinkommen. Dies kann das Kreditrisiko erhöhen und zu höheren Kapitalkosten oder zu Zurückhaltung bei der Finanzierung vorgezogener Investitionen führen.

e)

Schließlich könnten auch von den NRB festgelegte Investitionsobergrenzen und Verzögerungen bei der Kostenanrechnung vorgezogene Investitionen behindern und sollten gegebenenfalls beseitigt werden. Wenn die Kostenanrechnung an eine konkrete Auslastungsrate des Vermögenswerts geknüpft ist, könnte dies vorgezogene Investitionen erheblich behindern. Und auch wenn große Investitionsvorhaben erst nach einer vollständigen Inbetriebnahme in das regulierte Anlagevermögen aufgenommen werden, kann dies dazu führen, dass sie nicht einmal in Betracht gezogen werden, wenn das Risiko im Zusammenhang mit der zugrunde liegenden Finanzierung zu hoch ist. Was Investitionsobergrenzen pro Jahr betrifft, so stehen diese in direktem Widerspruch zu dem höheren Investitionsbedarf und berücksichtigen nicht, dass es, wie bereits erläutert, effizienter sein kann, frühzeitig zu investieren, als zu warten, bis der Bedarf da ist.

Beispielhafte Praktiken, die vorgezogene Investitionen ermöglichen:

Österreich	Die Netzbetreiber haben bereits vor der Inbetriebnahme des Vorhabens Anspruch auf Rendite. Eine Heraufsetzung der Erlösobergrenzen ermöglicht zusätzliche Einkommensströme.
Belgien	Die Netzbetreiber haben bereits vor der Inbetriebnahme des Vorhabens Anspruch auf Rendite, das Vorhaben wird schrittweise in das regulierte Anlagevermögen (RAB) aufgenommen.
Dänemark	Vorgezogene Investitionen auf der Basis der Sensitivitätsanalyse im NDP und sozioökonomischer Kosten-Nutzen-Analysen. Risikoprämie im regulierten Einkommen zur Deckung der Verluste in den seltenen Fällen, in denen der Vermögenswert am Ende nicht ausgelastet ist bzw. verloren gehen.
Deutschland	Die VNB führen Vorhaben für den vorgezogenen Netzausbau auf Einzelfallbasis durch. Gegebenenfalls kann eine Sonderabschreibung genutzt werden, um verlorene Vermögenswerte abzuschreiben. Restrisiken werden durch die Marktrisikoprämie innerhalb der unterstellten Eigenkapitalrendite ausgeglichen. Eine Heraufsetzung der Erlösobergrenzen ermöglicht zusätzliche Einkommensströme.
Irland	Die Netzbetreiber bauen vorab Knotenpunkte für erneuerbare Energien, die auf der Grundlage der erwarteten Vorhaben, der verfügbaren Erzeugungskapazität, der verfügbaren vorgelagerten Netzkapazität und/oder anderer Faktoren ermittelt werden. Es wird vorausgesetzt, dass sie für diese Pilot-Knotenpunkte vorgezogene Investitionen tätigen (z. B. Modernisierung von Transformatoren an Umspannstationen).
Portugal	TOTEX-Modell, neue Investitionen werden auf der Grundlage des NDP in das regulierte Anlagevermögen aufgenommen.
Schweden	Netzverstärkungsdarlehen (29): der Staat übernimmt das finanzielle Risiko für den Teil der Netzverstärkung, der in der Anfangsphase nicht ausgelastet ist. Das Darlehen wird proportional zur Auslastung zurückgezahlt.

4.4.   Wahrgenommene Risiken und Strategien zur Risikominderung

Herausforderungen

Vorgezogene Investitionen sind naturgemäß mit mehr oder weniger hohen Risiken verbunden. Vermögenswerte können verloren gehen, wenn ein Netzvorhaben in Betrieb genommen wird und entgegen der Analyse zum Zeitpunkt der Investition nicht ausgelastet wird, weil die erwartete Erzeugung oder Nachfrage nicht eintritt. Ein verlorener Vermögenswert kann ein ernstes Risiko darstellen, da die Verbraucher über die Netzentgelte einen Teil ihrer Stromrechnungen für Investitionskosten bezahlen, die ihnen keinen Nutzen bringen. Dieses Risiko ist jedoch begrenzt, wenn der Netzbedarf durch unterschiedliche Szenarien nachgewiesen wird, die glaubhaft machen, dass Netzanschlüsse mit hoher Wahrscheinlichkeit beantragt werden, wenn auch vielleicht von anderen Netznutzern als ursprünglich vorgesehen. Ein solches begrenztes Risiko besteht häufig in Beschleunigungsgebieten für erneuerbare Energien, in Netz- und Speicherinfrastrukturgebieten, die für die Integration von erneuerbar Energie in das Stromsystem erforderlich sind (30), in Gebieten für öffentlich zugängliche Ladestationen für Elektrofahrzeuge entlang des TEN-V-Netzes (31), in neu entstehenden CO2-armen Industriezentren (einschließlich Wasserstoffanlagen) und in Gebieten, in denen konzentrierte Elektrifizierungszentren gefördert werden, wie Häfen und städtische Ballungsräume, in denen Elektromobilität und eine elektrifizierte Wärme- und Kälteversorgung umfassend gefördert werden.

Schließlich gibt es noch andere Risiken, die weniger schwerwiegend sind, aber häufiger auftreten. Es kann vorkommen, dass die in den Szenarien eingeplanten Netznutzer zwar Anschlussanträge stellen, dies jedoch länger dauert als ursprünglich erwartet. Dies birgt die Gefahr, dass einige der Netzvermögenswerte anfangs zu wenig ausgelastet sind.

Empfehlungen der Kommission

a)

Eine Risikobewertung ist entscheidend und sollte in der Phase erfolgen, in der die Szenarien definiert und analysiert werden. Die NRB und/oder die Behörden der Mitgliedstaaten sollten klare Regeln für diese Bewertung festlegen, und die Netzbetreiber sollten diese Regeln konsequent anwenden. Risiken beim Netzausbau sollten im Hinblick auf die von den Verbrauchern wahrgenommenen Kosten und Nutzen sowie im Vergleich zu alternativen kontrafaktischen Szenarien bewertet werden, bei denen das Netz nicht frühzeitig ausreichend ausgebaut wird und der Gesellschaft dadurch hohe Opportunitätskosten entstehen. Investitionen sollten durch die Einbeziehung in vorab festgelegte Szenarien unterstützt werden.

b)

Auch durch eine zweistufige Bewertung großer Netzausbauvorhaben lassen sich Risiken mindern. Ein solcher Ansatz besteht zum einen aus der aufsichtsrechtlichen Genehmigung der Kosten für Vorarbeiten (d. h. Planung und Genehmigung) und zum anderen aus dem Bau, sobald dieser durch eine weitere Runde von NDP oder andere Entwicklungen, einschließlich der Ergebnisse von Ausschreibungsverfahren für erneuerbare Energien, bestätigt wurde. Dadurch lassen sich nicht nur verlorene Kosten vermeiden, sondern auch die Projektentwicklung beschleunigen und die Kosten begrenzen.

c)

Die Mitgliedstaaten können dazu beitragen, das Risiko für einen Teil der Investition zu mindern, solange der Netzvermögenswert nicht ausreichend ausgelastet ist. Neben der bereits erwähnten Anpassung von Renditeregelungen und Anschlusskostenbeiträgen könnte auch die im Aktionsplan für erschwingliche Energie vorgesehene Verwendung verfügbarer öffentlicher Mittel zur Finanzierung von Investitionen die Gesamtbelastung durch Netzentgelte verringern, soweit dies im Einklang mit den geltenden Rechtsvorschriften sowie den Vorschriften über staatliche Beihilfen und dem Wettbewerbsrecht möglich ist. Wie im Aktionsplan für erschwingliche Energie angekündigt und in Abschnitt 4.1 erläutert, wird die Kommission einen entsprechenden Leitfaden vorlegen. Eine weitere Option sind staatliche Darlehen für den Infrastrukturausbau, die auf der Grundlage der tatsächlichen Auslastungsrate der Vermögenswerte zurückgezahlt werden. Diese verzögern die Rückzahlung und das Risiko liegt bei der staatlichen Einrichtung, die das Darlehen gewährt.

d)	Schließlich sollten ENTSO-E und die EU-VNBO die Risikominderung unterstützen, indem sie bewährte Verfahren austauschen und eine Methode für die Durchführung von Wahrscheinlichkeitsanalysen vorschlagen, mit der sich der Ungewissheitsgrad bei der Entwicklung neuer Vorhaben bewerten lässt.

5.   SCHLUSSFOLGERUNGEN

Damit das Potenzial vorgezogener Investitionen voll ausgeschöpft werden kann, müssen von der Netzplanung über Investitionen und Kostenanerkennung bis zur Festsetzung der Anschlusskostenbeiträge alle bisherigen Verfahren angepasst werden. Zu diesem Zweck gibt die Kommission mit diesen Leitlinien eine Reihe von Empfehlungen an die Übertragungs- und Verteilernetzbetreiber, die nationalen Regulierungsbehörden und die Mitgliedstaaten ab (siehe den Anhang dieser Leitlinien).

Die Europäische Kommission wird den Ausbau der Netzinfrastruktur auf europäischer, nationaler und regionaler Ebene weiterhin auf kosteneffiziente Weise unterstützen, um die Energie- und Klimaziele zu erreichen. Wie im Aktionsplan für erschwingliche Energie angekündigt, wird das Paket „Europäische Netze“ darauf abzielen, die Planung der Übertragungs- und Verteilernetze weiter zu verbessern, Genehmigungsverfahren zu beschleunigen, die Kosten gerechter aufzuteilen, Innovationen zu fördern und Lieferketten zu stärken. Die Europäische Kommission wird die Mitgliedstaaten und Interessenträger auch weiterhin dabei unterstützen, bestmögliche Optionen zur Finanzierung der Netzinfrastruktur zu finden, zu denen auch vorgezogene Investitionen gehören.

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(1)  Siehe die Entwicklungsgeschichte des europäischen Elektrizitätsnetzes, „The 50 Year Success Story –

Evolution of a European Interconnected Grid“ (https://eepublicdownloads.entsoe.eu/clean-documents/pre2015/publications/ce/110422_UCPTE-UCTE_The50yearSuccessStory.pdf).

(2)  Bericht „ Grids for Speed “ von Eurelectric (https://powersummit2024.eurelectric.org/wp-content/uploads/2024/07/Grids-for-Speed_Report_FINAL_Clean.pdf).

(3)  Auf der Grundlage von Daten von Wind Europe Wind Europe data (https://windeurope.org/newsroom/press-releases/immediate-actions-needed-to-unblock-grid-capacity-for-more-wind-energy/).

(4)  Bericht der IEA über Stromnetze und eine sichere Energiewende, November 2023 (https://iea.blob.core.windows.net/assets/ea2ff609-8180-4312-8de9-494bcf21696d/ElectricityGridsandSecureEnergyTransitions.pdf).

(5)  Verordnung (EU) 2022/869 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 30. Mai 2022 zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur, zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 715/2009, (EU) 2019/942 und (EU) 2019/943 sowie der Richtlinien 2009/73/EG und (EU) 2019/944 und zur Aufhebung der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 (ABl. L 152 vom 3.6.2022, S. 45).

(6)  Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt in der durch die Verordnung (EU) 2024/1747 zur Verbesserung der Gestaltung des Elektrizitätsmarkts der Union geänderten Fassung (ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 54).

(7)   https://circabc.europa.eu/ui/group/88886b79-cdea-4633-a933-8b191efb335b/library/ccd71133-eea2-4612-891b-5318a9f6f8a9.

(8)  Position von ACER und CEER zu vorgezogenen Investitionen, März 2024.

(9)  ACER und CEER fassten die Antworten im März 2024 in einem ausführlichen Positionspapier zusammen (https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Position%20Papers/ACER-CEER_Paper_anticipatory_investments.pdf)..

(10)  Einige Interessenträger erarbeiteten ergänzende Positionspapiere, darunter ENTSO-E, die EU-VNBO (https://eepublicdownloads.blob.core.windows.net/public-cdn-container/clean-documents/Publications/Position%20papers%20and%20reports/2024/241201_entso-e_pp_anticipatory_investments.pdf), Eurelectric (https://eudsoentity.eu/wp-content/uploads/2025/02/Paper-on-anticipatory-investment_FINAL-PDF.pdf), Eurelectric (https://www.eurelectric.org/wp-content/uploads/2024/06/how-can-dsos-rise-to-the-investments-challenge-implementing-anticipatory-investments.pdf) und das Regulatory Assistance Project (https://blueprint.raponline.org/deep-dive/revitalising-regulation-to-guide-anticipatory-investment/).

(11)  Investitionen, mit denen auf die Notwendigkeit einer Netzinstandsetzung oder auf bestehende Netzanschlussanträge reagiert wird.

(12)   Abschlussbericht der Europäischen Kommission / Trinomics: „Investment needs of European energy infrastructure to enable a decarbonised economy“, 2025 (https://op.europa.eu/en/publication-detail/-/publication/864c619c-e386-11ef-be2a-01aa75ed71a1/language-en?WT.mc_id=Searchresult&WT.ria_c=153343&WT.ria_f=8810&WT.ria_ev=search&WT.URL=https%3A%2F%2Fenergy.ec.europa.eu%2F).

(13)  Der Bericht Grids for Speed von Eurelectric prognostiziert eine Verringerung des Gesamtinvestitionsbedarfs um 18 %, d. h. der Systemkosten, wenn innovative Entwicklungsstrategien angewandt werden, die unter anderem auch vorgezogene Investitionen berücksichtigen (https://powersummit2024.eurelectric.org/grids-for-speed/).

(14)   Aktionsplan für erschwingliche Energie (COM(2025) 79 final) (EUR https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX%3A52025DC0079&qid=1741780110418 ).

(15)   „Building the future transmission grid – Strategies to navigate supply chain challenges “; IEA, Februar 2025 (https://iea.blob.core.windows.net/assets/a688d0f5-a100-447f-91a1-50b7b0d8eaa1/BuildingtheFutureTransmissionGrid.pdf).

(16)  Schätzungen des schottischen ÜNB (https://www.ssen-transmission.co.uk/news/news--views/2022/11/the-real-cost-of-having-insufficient-grid/) zufolge würden die Kunden über einen Zeitraum von zweieinhalb Jahren bis zu 750 Mio. GBP sparen, wenn eine vergleichbare Netzkapazität gebaut würde, die rund 25 Mio. GBP pro Jahr kostet. In Österreich stehen einem Bericht von 2022 zufolge im Jahr 2040 Systemkosten einer Unterkapazität des Netzes von über 1,5 Mrd. EUR jenen einer Überkapazität des Netzes von unter 133 Mio. EUR gegenüber (https://oesterreichsenergie.at/fileadmin/user_upload/Oesterreichs_Energie/Publikationsdatenbank/Studien/2022/Frontier_AIT-OE-Wert_der_Stromverteilnetze-Policy_Paper-Langfassung-28012022.pdf).

(17)  Der neu gegründete ENNOH wird sie dabei unterstützen, sobald er über die entsprechenden Fähigkeiten verfügt.

(18)  Gemäß den Anforderungen der Artikel 51 und 32 der Richtlinie (EU) 2019/944 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 mit gemeinsamen Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Änderung der Richtlinie 2012/27/EU („Elektrizitätsrichtlinie“) (ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 125).

(19)  Im Anschluss an die jüngste Überarbeitung der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt („Elektrizitätsverordnung“) im Jahr 2024 arbeiten die ÜNB, VNB, ACER und die Kommission gemeinsam daran, die Regulierungsbehörden oder die zuständigen Behörden damit zu beauftragen, alle zwei Jahre eine Bewertung des Flexibilitätsbedarfs vorzunehmen. Eine einschlägige Methode, in der unter anderem der Zusammenhang mit der Netzentwicklungsplanung erläutert wird, soll noch im dritten Quartal 2025 angenommen werden.

(20)  Gemäß eigenen Untersuchungen der Kommission.

(21)   Empfehlungen von ACER und CEER zu vorgezogenen Investitionen (https://www.acer.europa.eu/news-and-events/news/acer-and-ceer-provide-recommendations-anticipatory-investments-accelerate-grid-expansion-energy-transition) und Bericht der ACER „Investment Evaluation, Risk Assessment and Regulatory Incentives for Energy Network Projects“ (https://acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER_Report_Risks_Incentives.pdf).

(22)  Gemäß Artikel 32 der Elektrizitätsrichtlinie müssen VNB mit weniger als 100 000 Kunden keine NDP erstellen.

(23)   „Position on anticipatory investments “; ACER und CEER, März 2024 (https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Position%20Papers/ACER-CEER_Paper_anticipatory_investments.pdf).

(24)   Schéma Régional de Raccordement au Réseau des Énergies Renouvelables (https://www.doubs.gouv.fr/contenu/telechargement/39931/270753/file/S3RENR%20ET%20CAPACITES%20RESEAUX%20ENEDIS.pdf).

(25)  Der Bericht „Grids for Speed“ von Eurelectric nennt jährliche Investitionen in Verteilernetze in Höhe von rund 36 Mrd. EUR im Jahr 2023, während im Investitionsbericht der Kommission allein bis 2034 (dem nächsten mehrjährigen Finanzrahmen) mehr als 44 Mrd. EUR jährlich erwartet werden, mit steigender Tendenz bis 2040.

(26)  Im Einklang mit Artikel 19 der Verordnung (EU) 2019/943.

(27)   „Renewable Hubs Pilot – Decision Paper “; CRU, November 2023 (https://cruie-live-96ca64acab2247eca8a850a7e54b-5b34f62.divio-media.com/documents/CRU2023131_Renewable_Hubs_Pilot_Decision_1.PDF).

(28)   „Electricity transmission and distribution tariff methodologies in Europe “; ACER, Januar 2023 (https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER_electricity_network_tariff_report.pdf).

(29)  Die Europäische Kommission hat den entsprechenden Beihilfebeschluss SA.38918 genehmigt (https://ec.europa.eu/competition/state_aid/cases/255685/255685_1664987_53_2.pdf)..

(30)  Die von Mitgliedstaaten gemäß der Erneuerbare-Energien-Richtlinie ausgewiesen wurden (Richtlinie (EU) 2023/2413 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 18. Oktober 2023 zur Änderung der Richtlinie (EU) 2018/2001, der Verordnung (EU) 2018/1999 und der Richtlinie 98/70/EG im Hinblick auf die Förderung von Energie aus erneuerbaren Quellen und zur Aufhebung der Richtlinie (EU) 2015/652 des Rates (ABl. L, 2023/2413, 31.10.2023, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2023/2413/oj)).

(31)  Die gemäß der TEN-V-Verordnung (Verordnung (EU) 2024/1679 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juni 2024 über Leitlinien der Union für den Aufbau des Transeuropäischen Verkehrsnetzes, zur Änderung der Verordnungen (EU) 2021/1153 und (EU) Nr. 913/2010 und zur Aufhebung der Verordnung (EU) Nr. 1315/2013 (ABl. L, 2024/1679, 28.6.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1679/oj)).