13.08.12025, 20:14
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Büro des Ministers
09.09.12025, 00:21
Energieplan 12035
Sowjetföderation Andro
Dokument: Gliederung und Inhaltsverzeichnis für den nationalen Energieplan (Zeithorizont 12025–12035)
1 Executive Summary
Die Sowjetföderation Andro steht am Beginn eines umfassenden Umbaus ihres Energiesystems. Ziel des Energieplans 12035 (Zeithorizont 12025–12035) ist es, Versorgungssicherheit, Energiesouveränität und wirtschaftliche Modernisierung miteinander zu verbinden. Konkret strebt der Plan an, die jährliche Stromerzeugung bis 2035 auf 1.600 bis 1.800 TWh zu erhöhen, die Kohleverstromung praktisch zu eliminieren und eine verlässliche und wettbewerbsfähige Energieversorgung auf Basis von Kernenergie, Erneuerbaren und flexiblen Speichern aufzubauen.
Kernziele und Kennzahlen:
Risikomanagement & Governance: Der Plan identifiziert kritische Risiken (Lieferketten, Bauzeiten, Fachkräfte, geopolitische Einflüsse) und benennt Contingency-Maßnahmen (Notfall-Beschaffungsvereinbarungen, Reservekapazitäten, nationaler Energie-Notfallfonds). Eine straffe Governance-Struktur (PMO-Energie12035, koordinierte Gremien, regelmäßige KPIs und Transparenzberichte) sichert die Umsetzung.
Appell: Der Energieplan 12035 ist ein umfassendes Investitions- und Reformprogramm von strategischer Tragweite. Für seinen Erfolg sind entschlossenes politisches Handeln, gesicherte Finanzierungszusagen und eine enge Zusammenarbeit zwischen Staat, Industrie und Regionen erforderlich. Ich empfehle die sofortige Billigung der Sofortmaßnahmen und die Einrichtung des PMO zur operativen Umsetzung.
2 Ausgangslage und Kontext
2.1 Demographische & ökonomische Rahmenbedingungen
Die Sowjetföderation Andro umfasst rund 200 Millionen Einwohner auf einer Fläche von über 8,4 Millionen Quadratkilometern. Das Bevölkerungswachstum wird in moderaten Szenarien auf jährlich 0,3 - 0,5 % geschätzt, während die Urbanisierungsquote stetig steigt und bis 12035 etwa 75 % erreichen dürfte. Der industrielle Ausbau orientiert sich stark an der Schwer- und Grundstoffindustrie, flankiert durch einen schnell wachsenden Dienstleistungssektor. Das Bruttoinlandsprodukt wächst mit einer Zielrate von 4–5 % pro Jahr, getragen von Exporten, Investitionen in Infrastruktur sowie dem Aufstieg der verarbeitenden Industrie.
Die demographische Entwicklung hat direkte Auswirkungen auf den Energieverbrauch: Mit einem Pro-Kopf-Verbrauch von derzeit ca. 6,5 MWh pro Jahr ergibt sich ein jährlicher Gesamtbedarf von rund 1.300 TWh, der bis 12035 infolge Elektrifizierung und wachsender Industrieproduktion auf 1.600–1.800 TWh ansteigen dürfte.
2.2 Aktuelle Energiestruktur (1.300 TWh Basisjahr) - Mix & Ressourcen
Im Basisjahr beläuft sich die gesamte Stromerzeugung auf etwa 1.300 TWh. Der Energiemix setzt sich dabei zu 35 % aus Kohle, zu 25 % aus Erdgas, zu 20 % aus Kernenergie, zu 12 % aus Wasserkraft, zu 3 % aus Windkraft, 3 % aus Solarenergie und 2 % aus sonstigen Quellen zusammen.
Die Kohlekraftwerke, überwiegend vor 11975 errichtet, stellen den größten Anteil, sind jedoch technisch überaltert und zunehmend störanfällig. Erdgas bietet Flexibilität und wird vor allem für Lastspitzen und als Brückentechnologie genutzt. Die Kernenergie bildet bereits eine tragende Säule der Grundlastversorgung. Wasserkraft liefert stabile erneuerbare Energie, ist aber durch geographische Gegebenheiten begrenzt. Wind- und Solarenergie stehen noch am Anfang der Entwicklung, sollen aber rasch ausgebaut werden. Sonstige Quellen wie Biomasse und Geothermie tragen derzeit nur marginal bei.
Zusammen sichern diese Ressourcen die Grundversorgung, offenbaren aber erhebliche Risiken durch den alten Kohlepark und eine unzureichende Diversifizierung der Erneuerbaren.
2.3 Technische Situation: alter Kohlepark, Netzengpässe, Verfügbarkeit
Die technische Ausgangslage ist durch eine hohe Abhängigkeit von einem überalterten Kohlekraftwerkspark geprägt. Mehr als die Hälfte dieser Anlagen stammen aus der Zeit vor 11975, weisen hohe Ausfallraten auf und erfordern zunehmend kostenintensive Wartungen. Parallel dazu zeigen sich erhebliche Engpässe im Übertragungs- und Verteilnetz: Leitungen sind regional überlastet, die Anbindung erneuerbarer Standorte unzureichend und die Netzstabilität dadurch gefährdet.
Zusätzlich bestehen strukturelle Schwächen in der Reservehaltung und der Verfügbarkeit von Spitzenlastkapazitäten. Die geringe Flexibilität der alten Kohleflotte erschwert es, Lastschwankungen abzufangen. Zusammengenommen führen diese Faktoren zu einem erhöhten Risiko für Versorgungsunterbrechungen und mindern die Verlässlichkeit des Energiesystems.
2.4 Geopolitische / Handelspolitische Aspekte
Die energiepolitische Lage der Sowjetföderation Andro ist eng mit geopolitischen Spannungen und handelspolitischen Rahmenbedingungen verflochten. Einerseits verfügt Andro über reichhaltige Rohstoffvorkommen, die sowohl für die Eigenversorgung als auch für den Export in die übrige Welt von strategischer Bedeutung sind. Andererseits ist das Land auf den Import bestimmter Hochtechnologien und Spezialkomponenten angewiesen, wodurch Abhängigkeiten gegenüber westlichen und anderer Märkten entstehen.
Internationale Sanktionen oder Handelsrestriktionen könnten die Modernisierung des Energiesektors verzögern, während bilaterale Abkommen mit Irkanien, Futuna und zentralrenzia Staaten Chancen für Technologietransfer und Kapitalzufluss eröffnen. Auch die Rolle als Transitland für Energieleitungen erhöht die geostrategische Relevanz. Folglich muss der Energieplan 12035 die außenwirtschaftliche Dimension berücksichtigen und eine Balance zwischen Energiesouveränität, Exportinteressen und Importabhängigkeiten schaffen.
3 Strategische Ziele 12035
3.1 Quantitative Ziele (TWh, % Anteile, Reserve-Margin, Versorgungssicherheit)
Die quantitativen Ziele bis 12035 sehen eine Gesamterzeugung von 1.600–1.800 TWh pro Jahr vor. Der Energiemix soll sich dabei auf 0 % Kohle, 20–25 % Gas, 35–40 % Kernenergie, 15 % Wasserkraft, 15 % Wind, 10 % Solar und 5 % sonstige Quellen verteilen. Zusätzlich wird eine Reserve-Margin von mindestens 15 % über dem prognostizierten Spitzenlastbedarf gefordert, um Versorgungssicherheit in allen Szenarien sicherzustellen. Diese Reserve wird durch flexible Gaskraftwerke, Speicher (Pumpspeicher und Batterien) sowie Lastmanagement im Bahn- und Industriesektor gedeckt.
3.2 Qualitative Ziele (lokale Fertigung, Energiesouveränität, Arbeitsplätze, soziale Absicherung)
Die qualitativen Ziele umfassen die umfassende Stärkung der Energiesouveränität durch lokale Fertigung und Technologietransfer, den Aufbau eigener industrieller Kapazitäten für Turbinen, Reaktorkomponenten und Solarmodule sowie die Sicherstellung einer hohen Eigenwertschöpfung. Damit verbunden ist die Schaffung hunderttausender neuer Arbeitsplätze in der Energie- und Zulieferindustrie, insbesondere in ehemaligen Kohleregionen, die über gezielte Umschulungs- und Investitionsprogramme integriert werden. Soziale Absicherung für betroffene Arbeitnehmer und ihre Familien wird durch einen staatlich garantierten Strukturwandelinitiative gewährleistet. Zusätzlich soll die Energieversorgung als nationale Sicherheitsressource positioniert werden, um geopolitische Abhängigkeiten zu reduzieren und die Unabhängigkeit der Sowjetföderation Andro nachhaltig zu sichern.
3.3 Nachhaltigkeits- & Klimaziele (Emissionspfade, CO₂-Preisrahmen)
Die Nachhaltigkeits- und Klimaziele des Energieplans 12035 setzen auf eine konsequente Reduktion der Treibhausgasemissionen mit einem linearen Absenkungspfad, der eine vollständige Dekarbonisierung des Stromsektors bis 12035 vorsieht. Dazu wird ein verbindlicher CO₂-Preisrahmen eingeführt, der schrittweise ansteigt und Investitionsanreize für klimaneutrale Technologien schafft. Ergänzend sollen großflächige Aufforstungsprogramme, die Steigerung der Energieeffizienz in Industrie und Gebäuden sowie der Aufbau von CO₂-Speichern die Nettoemissionen absenken. Die Sowjetföderation Andro verpflichtet sich im internationalen Rahmen, ihre Emissionen bis 12035 um mindestens 80 % gegenüber dem Basisjahr zu reduzieren und die verbleibenden 20 % durch Negativemissionstechnologien und Natursenken zu kompensieren.
4 Szenarien und Annahmen
4.1 Szenario-Set (Baseline, Accelerated-EES, High-Nuclear, Low-Gas)
Das Szenario-Set beschreibt vier alternative Entwicklungspfade für den Energiesektor bis 12035: Ein Baseline-Szenario mit moderatem Ausbau, ein Accelerated-EES-Szenario mit beschleunigtem Ausbau von Erneuerbaren Energien und Speichern, ein High-Nuclear-Szenario mit starkem Fokus auf die Severoshlem-III-Reaktorfamilie sowie ein Low-Gas-Szenario, das die Abhängigkeit von fossilem Gas drastisch reduziert. Jedes Szenario enthält Annahmen zu Investitionstempo, politischen Maßnahmen und außenwirtschaftlichen Rahmenbedingungen.
Das Szenario-Set beschreibt vier klar voneinander abgegrenzte Entwicklungspfade für den Energiesektor bis 12035:
- Baseline-Szenario: Moderater Ausbau von erneuerbaren Energien und schrittweiser Ersatz alter Kohlekraftwerke durch Gas und Kernenergie.
- Accelerated-EES-Szenario: Beschleunigter Ausbau von Erneuerbaren Energien (Wind, Solar) und großskaligen Speichern (Pumpspeicher, Batterien), mit deutlicher Reduktion fossiler Energien.
- High-Nuclear-Szenario: Starker Fokus auf die Severoshlem-III-Reaktorfamilie mit serienmäßigem Aufbau von Kernkraftwerken, ergänzt durch begrenzten EE-Ausbau.
- Low-Gas-Szenario: Drastische Reduktion der Abhängigkeit von fossilem Gas, Ersatz durch Kernkraft und Erneuerbare, kombiniert mit Effizienzmaßnahmen.
Jedes Szenario enthält detaillierte Annahmen zu Investitionstempo, politischen Maßnahmen, technologischen Fortschritten sowie zu den außenwirtschaftlichen Rahmenbedingungen.
4.2 Wichtige Annahmen (Verbrauchsprognosen, Kapazitätsfaktoren, Capex-/Opex-Parameter)
Die zentralen Modellannahmen bilden die Grundlage aller Szenarien und umfassen detaillierte Bevölkerungs- und Wirtschaftsprognosen, eine Hochrechnung des Stromverbrauchs pro Kopf, charakteristische Lastprofile sowie Kapazitätsfaktoren für die unterschiedlichen Technologien. Ebenso werden Investitions- (Capex) und Betriebskosten (Opex) modelliert. Hinzu kommen Annahmen zu technologischen Lernkurven, Wirkungsgradsteigerungen und Kostendegressionen bei Wind, Solar, Speichertechnologien und Kernkraft. Auch regulatorische Rahmenbedingungen, Netzrestriktionen und erwartete Rohstoffpreise werden berücksichtigt, um die Szenarien realistisch und belastbar zu gestalten.
4.3 Risiko- und Sensitivitätsanalysen
Die Risiko- und Sensitivitätsanalyse umfasst eine umfassende Bewertung möglicher Abweichungen in den zentralen Modellannahmen. Dazu gehören insbesondere Schwankungen bei Brennstoffpreisen, Kapitalkosten, Bauzeiten und beim Stromverbrauchswachstum. Darüber hinaus werden externe Risikofaktoren wie geopolitische Spannungen, Störungen globaler Lieferketten oder technologische Rückschläge berücksichtigt. Die Sensitivitätsanalysen zeigen auf, in welchem Maße die Erreichung der strategischen Ziele von diesen Parametern abhängt. Ergänzend werden Szenarien für Notfallmaßnahmen entwickelt, darunter beschleunigte Inbetriebnahme von Reservekapazitäten, flexible Laststeuerung, vorgezogener Netzausbau und zusätzliche Finanzierungsinstrumente. Auf diese Weise wird die Robustheit des Energieplans 12035 unter verschiedenen Stressbedingungen getestet und Handlungsspielräume für Regierung und Industrie werden klar aufgezeigt.
5 Technische Zielverteilung 12035
5.1 Gesamtmix (TWh & %)
Im Zieljahr 12035 soll die Gesamtstromerzeugung der Sowjetföderation Andro zwischen 1.600 und 1.800 TWh liegen. Der angestrebte Energiemix verteilt sich wie folgt: Kernenergie 35–40 % (ca. 600–700 TWh), Gas 20–25 % (ca. 320–420 TWh), Wasserkraft 15 % (ca. 240–270 TWh), Wind 15 % (ca. 240–270 TWh), Solar 10 % (ca. 160–180 TWh) sowie Sonstige 5 % (ca. 80–90 TWh). Die prozentualen Anteile sind so gewählt, dass sie die vollständige Substitution der Kohleverstromung ermöglichen und gleichzeitig eine robuste Versorgungssicherheit sicherstellen. Neben den relativen Anteilen werden auch absolute TWh-Werte ausgewiesen, um die Planungssicherheit für Industrie, Netzbetreiber und Investoren zu gewährleisten.
5.2 Installierte Leistung nach Technologie (GW) – Rechenwege
Um die in Abschnitt 5.1 beschriebenen Zielwerte in TWh zu erreichen, werden die installierten Kapazitäten nach Technologie auf Basis typischer Kapazitätsfaktoren berechnet. Ausgangspunkt ist eine geplante Gesamterzeugung von etwa 1.700 TWh.
Die zugrunde gelegten Kapazitätsfaktoren sind: Kernkraft 85 %, Gas (CCGT) 50 %, Wasserkraft 45 %, Wind (gemischt Onshore/Offshore) 35 %, Solar 15 %, Sonstige 40 %. Damit ergeben sich folgende Zielkapazitäten:
- Kernenergie (35–40 %, ca. 650 TWh) → bei 85 % CF: rund 90 GW installierte Leistung.
- Gas (20–25 %, ca. 360 TWh) → bei 50 % CF: rund 82 GW.
- Wasserkraft (15 %, ca. 250 TWh) → bei 45 % CF: rund 63 GW.
- Wind (15 %, ca. 250 TWh) → bei 35 % CF: rund 82 GW.
- Solar (10 %, ca. 170 TWh) → bei 15 % CF: rund 130 GW.
- Sonstige (5 %, ca. 85 TWh) → bei 40 % CF: rund 24 GW.
Die Berechnungsmethode folgt der Formel:
GW installierte Leistung = (TWh Zielerzeugung * 1000) / (8760 h * Kapazitätsfaktor).
Auf diese Weise wird ein konsistenter Ausbaupfad definiert, der die Versorgungssicherheit gewährleistet und gleichzeitig eine Überdimensionierung der erneuerbaren Kapazitäten vermeidet.
5.3 Anzahl und Typen großer Anlagen (>300 MW)
Die Umsetzung des Energieplans 12035 erfordert eine abgestimmte Struktur an Großanlagen oberhalb von 300 MW, um die Grundlast abzusichern und die Systemstabilität zu gewährleisten. Die wichtigsten Gruppen sind:
- Kernkraftwerke (Severoshlem-III-Serie): Bei einem Zielwert von ca. 90 GW installierter Leistung (siehe 5.2) werden rund 60 Severoshlem-III Blöcke à 1.400 MWe benötigt. Diese bilden das Rückgrat der Grundlastversorgung und stellen zugleich flexible Lastfolgemöglichkeiten im Reaktorpark bereit.
- Groß-Gaskraftwerke (CCGT): Für die rund 82 GW Gasleistung werden ca. 150 Großblöcke à 550 MW installiert. Diese dienen als flexible Brückenflotte und Reserve für Spitzenlast sowie Netzstützung in Engpasssituationen.
- Wasserkraftwerke: Der überwiegende Teil der 63 GW Wasserkraft ist bereits durch bestehende Anlagen verfügbar, allerdings werden 10–12 neue Großprojekte (>500 MW) als Pumpspeicherwerke geplant, um Lastverschiebung und Integration von Wind/Solar zu ermöglichen.
- Windkraft (Offshore-Parks): Neben zahlreichen Onshore-Einheiten im Bereich 5–15 MW werden für die Offshore-Zielkapazitäten mehrere Cluster mit Großturbinen à 20 MW errichtet. Ab einer Clusterdichte von >1 GW pro Park gelten diese als Großanlagen im System (>300 MW). Erwartet werden 15–20 Offshore-Komplexe dieser Größenordnung.
- Solar-Großkraftwerke: Für die rund 130 GW Solaranteil entstehen neben dezentralen Anlagen auch Großkraftwerke von 500 MW bis 1 GW, insbesondere in den südlichen Steppengebieten. Prognostiziert werden 40–50 solcher Utility-Scale Solarparks.
- Sonstige Technologien (Biomasse, PtX, Geothermie): Diese verbleiben unterhalb der 300-MW-Schwelle, mit Ausnahme einzelner Biomasse-Großanlagen (400–500 MW) zur Fernwärme- und Stromkopplung.
In Summe ergibt sich eine Struktur von etwa 300–350 Großanlagen über 300 MW bis 12035, die gemeinsam die Versorgungssicherheit, Lastdeckung und Netzstabilität gewährleisten und den Kern des neuen Energiesystems Andros bilden.
6 Umsetzungsphasen & Meilensteine (12025–12035)
6.1 Phase 1 (12025–12029): Kohleersatz & Serienstart Severoshlem-III
In der ersten Umsetzungsphase liegt der Schwerpunkt auf der schnellen Substitution der besonders störanfälligen und ineffizienten Kohlekraftwerke, die überwiegend vor 1975 errichtet wurden. Bis Ende 12029 sollen mehr als 50 % der alten Kohleblöcke außer Betrieb genommen werden. Ersatz schaffen neue Severoshlem-III Reaktoren (1.400 MWe pro Block), deren Serienfertigung ab 12026 anläuft. Insgesamt sind in dieser Phase biszu 12 bzw. 15 Blöcke geplant, die in standardisierten Bauclustern errichtet werden, um Bauzeiten zu verkürzen und Kosten zu senken.
Parallel dazu wird ein Übergangsportfolio an flexiblen Gaskraftwerken installiert, um Versorgungssicherheit während des Kohleausstiegs zu gewährleisten. Diese Gaskapazitäten sind so konzipiert, dass sie nach 12035 schrittweise durch Speicher und erneuerbare Energien ersetzt werden können.
Zudem erfolgt der systematische Ausbau der Netzinfrastruktur: Erste HVDC-Hauptachsen werden errichtet, um die neu entstehenden Severoshlem-III-Standorte mit den Verbrauchszentren zu verbinden. Smart-Grid-Pilotregionen werden geschaffen, um die Integration von dezentralen Erzeugern, insbesondere Wind- und Solaranlagen, vorzubereiten.
Soziale Flankierung: Ehemalige Kohlearbeiter werden in Umschulungsprogramme überführt und in Bau, Betrieb und Wartung der neuen Anlagen integriert. Ein staatlich garantierter Transformationsinitiative unterstützt Regionen, die vom Kohleausstieg besonders betroffen sind.
Diese Phase legt den Grundstein für die spätere Skalierung von Kernenergie und Erneuerbaren, sichert die Grundlastversorgung und ermöglicht einen geordneten Strukturwandel ohne Gefährdung der Versorgungssicherheit.
6.2 Phase 2 (12030–12035): Skalierung & Vollausbau EE + Speicher
In der zweiten Phase steht der beschleunigte Ausbau erneuerbarer Energien und Speicherkapazitäten im Vordergrund. Nach Abschluss des Kohleausstiegs wird der Fokus auf den großskaligen Ausbau von Wind- (Onshore und Offshore) sowie Solarenergie gelegt. Insgesamt sollen bis 12035 über 80 GW Wind und 60 GW Solar ans Netz gehen, um die angestrebten Anteile von 15 % Wind und 10 % Solar im Energiemix abzusichern.
Parallel dazu erfolgt der systematische Aufbau eines nationalen Speicherportfolios: neue Pumpspeicherkraftwerke in Gebirgsregionen, mehrere GW an Batteriespeichern für Kurzzeitausgleich sowie die schrittweise Integration von Power-to-X-Anlagen für Wasserstoffproduktion. Diese Speicheroptionen dienen nicht nur der Netzstabilität, sondern auch als strategische Reserve für die Industrie.
Die Severoshlem-III-Serienproduktion wird in dieser Phase fortgesetzt und weitere 10 bis 12 Reaktoren fertiggestellt, sodass die Kernenergie bis 12035 einen stabilen Anteil von 35–40 % abdeckt. Die Gasflotte wird zunehmend auf flexible Spitzenlast und Backup-Funktion zurückgeführt, parallel Programme zur Dekarbonisierung von Gas (z. B. durch Beimischung von Wasserstoff) können umgesetzt werden.
Ein zentrales Projekt der Phase 2 ist die Vervollständigung des HVDC-Hauptachsen-Netzes, das alle wichtigen Erzeugungs- und Verbrauchsregionen verbindet. Dazu gehört die großflächige Digitalisierung der Verteilnetze mit Smart-Grid-Technologien, die Einführung dynamischer Stromtarife und die Nutzung des Bahnsektors als regelbare Last und Kurzzeitspeicher.
Gesellschaftlich wird die Phase durch einen massiven Beschäftigungsaufbau in der Solar- und Windindustrie begleitet, ergänzt durch lokale Fertigungscluster für Turbinen, Module und Batteriesysteme. Ziel ist es, die Sowjetföderation Andro nicht nur energetisch unabhängig zu machen, sondern sie als Exporteur von Technologie und Strom in der Region zu etablieren.
6.3 Monatliche / jährliche Meilenstein-Leiste (Gantt-Übersicht)
Die Umsetzung des Energieplans wird durch eine fein strukturierte Meilenstein-Leiste gesteuert, die sowohl monatliche Detailziele als auch jährliche Hauptziele umfasst. Die Gantt-Übersicht dient als zentrales Steuerungsinstrument für Regierung, Industrie und Netzbetreiber.
Jährliche Hauptmeilensteine (Beispiele):
- 12025: Start der Serienproduktion Severoshlem-III, erste Stilllegung von Alt-Kohlekraftwerken, Beginn des Baus von Pilot-HVDC-Trassen.
- 12026: 2 Severoshlem-III-Blöcke im Bau, 5 GW neue Windparks in Bau, erste Batteriegroßspeicher im Testbetrieb.
- 12027: Stilllegung von 20 % der Kohlekapazität, 10 GW Wind onshore ans Netz, 3 GW Solar installiert.
- 12028: Netzintegration erster HVDC-Hauptachsen, Inbetriebnahme von 4 Severoshlem-III-Reaktoren, Eröffnung neuer Fertigungscluster für Turbinen und Module.
- 12029: Vollständige Stilllegung der veralteten Kohlekraftwerke, 25 GW Wind und 15 GW Solar ans Netz, Speicherportfolio 10 GW installiert.
- 12030: Beginn Phase 2, Ausbau Offshore-Wind (5 GW), Großspeicher-Programme laufen an, Netzmodernisierung >50 % abgeschlossen.
- 12032: Fertigstellung der zweiten HVDC-Nord-Süd-Achse, 50 GW Wind und 30 GW Solar ans Netz, 21 Severoshlem-III-Reaktoren im Betrieb.
- 12035: Zielerreichung – 0 % Kohle, vollständiger Reserve-Margin-Aufbau, 80 GW Wind, 60 GW Solar, 20 GW Speicher, HVDC-Vollausbau.
Monatliche Meilensteine (Beispiele, jeweils rollierend):
- Quartalsweise Netzfreigaben neuer EE-Anlagen (Wind/Solar).
- Monatliche Fortschrittsberichte der Nordhelm-Baustellen.
- Monatliche Netzausbau-Kontrollpunkte (Trassenbau, Umspannwerke).
- Monatlich aktualisierte Workforce-Bilanz (Neueinstellungen, Umschulungen).
Die Meilenstein-Leiste wird digital in einem nationalen Energie-Dashboard geführt, in dem Fortschritte transparent dargestellt und Verzögerungen frühzeitig erkannt werden. Damit können zentrale Eingriffe - wie Umpriorisierungen von Baukapazitäten oder Finanzmitteln - zeitnah erfolgen.
7 Technologieprogramme (Detailprogramme)
7.1 Kernenergie: Severoshlem-III-Serienprogramm (Design, Fertigung, Sicherheit, Brennstoffkreislauf)
Das Severoshlem-III-Programm bildet das Rückgrat der Grundlastversorgung. Ab 12025 werden jährlich bis zu drei neue Severoshlem-Blöcke (Typ III) errichtet. Das Design ist auf modulare Fertigung, kurze Bauzeiten und niedrige Serienkosten optimiert. Besondere Schwerpunkte liegen auf Sicherheitsarchitektur (passive Sicherheitssysteme, Doppelkühlkreisläufe), der Standardisierung der Reaktormodule und dem Aufbau einer nationalen Fertigungsstraße für Turbinen, Druckbehälter und Steuertechnik. Der Brennstoffkreislauf wird geschlossen: Urananreicherung, Brennelementfertigung und Wiederaufbereitung erfolgen inländisch, um maximale Versorgungssouveränität zu gewährleisten.
7.2 Wind (Onshore/Offshore): Serienfertigung, Standortkorridore, Turbinenlogistik
Der Ausbau der Windenergie erfolgt über industrielle Serienfertigung von Onshore- und Offshore-Turbinen. Onshore werden standardisierte 5-MW-Anlagen in hoher Stückzahl produziert, während Offshore auf 10–12-MW-Anlagen gesetzt wird. Standortkorridore entlang der Küsten und windstarken Hochebenen sind festgelegt, Netzanbindungen werden parallel errichtet. Eine spezialisierte Turbinenlogistik mit Schwerlasttransportern, Hafenumschlagplätzen und Installationsschiffen wird aufgebaut, um die kontinuierliche Errichtung im Jahrestakt zu ermöglichen.
7.3 Solar (Utility & dezentrale): Fabriken, Flächenfreigabe, Netzintegration
Solarenergie wird in zwei Schwerpunkten ausgebaut: Großanlagen (Utility-Scale) mit bis zu 500 MW pro Standort und dezentrale Solaranlagen auf Dächern und Gewerbeflächen. Zur Kostensenkung werden Fabriken für Photovoltaik-Module und Wechselrichter errichtet, die nationale Bedarfe vollständig decken. Flächenfreigabe erfolgt über staatliche Planung (z. B. Konversionsflächen, Agrar-PV), um Konflikte zu minimieren. Parallel werden Netzintegrationsmaßnahmen umgesetzt, etwa durch intelligente Wechselrichter, Einspeisemanagement und Speicheranbindung.
7.4 Gaskraft: flexible Brückenflotte & schnelle Startkapazitäten
Gasbasierte Kraftwerke bleiben bis 12035 die wichtigste Flexibilitäts- und Reservequelle. Vorgesehen ist eine Flotte moderner GuD- und Gasturbinenanlagen, die innerhalb weniger Minuten starten können. Diese dienen als Brücke beim Kohleausstieg, zur Abdeckung von Spitzenlasten sowie als Backup bei geringer Einspeisung von Wind und Solar. Langfristig ist die Umrüstung auf Wasserstoff- oder synthetische Gase vorgesehen.
7.5 Pumpspeicher & Batteriespeicher: Speicherportfolio und Standorte
Ein diversifiziertes Speicherportfolio wird aufgebaut: neue Pumpspeicherkraftwerke in gebirgigen Regionen (Kapazität 10–15 GW) sowie Batteriegroßspeicher in industriellen Zentren (10 GW, modulweise skalierbar). Speicher dienen zur Netzstabilisierung, Frequenzregelung und zur Zwischenspeicherung von Überschussstrom. Standorte werden gezielt entlang von Netzknoten und Ballungsräumen ausgewählt. Ein nationales Speicherregister stellt die koordinierte Nutzung sicher.
7.6 Wasserkraftmodernisierung: Effizienz und Pumpspeicherung
Der bestehende Wasserkraftpark wird modernisiert, um Effizienzsteigerungen von bis zu 15 % zu erzielen. Alte Turbinen werden durch moderne Hochwirkungsgradlaufräder ersetzt, Staustufen mit Pumpspeicherfunktion nachgerüstet. Die Wasserkraft übernimmt damit zunehmend Systemdienstleistungen und unterstützt die Glättung von Lastspitzen.
7.7 Sonstige Technologien: PtX, Biomasse, Geothermie
Parallel zum Hauptmix werden ergänzende Technologien gefördert. Power-to-X (PtX) Anlagen für synthetische Kraftstoffe und Wasserstoff entstehen in Industriekorridoren mit hoher EE-Einspeisung. Biomasse wird regional eingesetzt, insbesondere Reststoffe aus Forst- und Landwirtschaft. Geothermie dient in ausgewählten Regionen zur Grundlastversorgung und Wärmebereitstellung. Diese Technologien tragen zur Diversifizierung und Resilienz des Energiesystems bei und dienen als Innovationsfelder für Exportpotenziale.
8 Netz & Systemintegration
8.1 HVDC-Hauptachsen & regionale Korridore
Für den Transport großer Strommengen über weite Distanzen werden bis 12035 insgesamt fünf HVDC-Hauptachsen mit je 8 bis 10 GW Übertragungskapazität errichtet. Diese verbinden Offshore-Windgebiete, Solarwüstenregionen und die Kernkraftstandorte mit den industriellen Verbrauchszentren. Ergänzt werden die Hauptachsen durch regionale Korridore, die den Energieaustausch zwischen Ballungsräumen, ländlichen Produktionszonen und Nachbarstaaten ermöglichen. Die Netze werden modular ausbaubar geplant, sodass sukzessive Kapazitätserweiterungen möglich sind.
8.2 Verteilnetzmodernisierung & Smart-Grid
Die Modernisierung der Verteilnetze erfolgt über flächendeckende Digitalisierung. Intelligente Messsysteme, automatisierte Schaltanlagen und bidirektionale Netzintegration ermöglichen die flexible Steuerung dezentraler Erzeugung und Lasten. Der Verteilnetzbetreiber wird zum aktiven Systemmanager, der lokale Speicher und Demand-Side-Management einbindet. Smart-Grid-Technologien erlauben die Echtzeit-Optimierung und reduzieren Netzausbaukosten erheblich.
8.3 Systemdienste, Schwarzstart, Frequenz/Stabilität
Zur Sicherung der Netzstabilität wird ein Portfolio an Systemdiensten etabliert. Batteriespeicher und flexible Gaskraftwerke übernehmen Primär- und Sekundärregelleistung. Pumpspeicher dienen als Frequenzpuffer. Neue Kernkraftwerke werden mit Schwarzstartfähigkeit und erweiterten Netzstützungsfunktionen ausgestattet. Frequenzhaltung, Spannungskontrolle und Inertia-Ersatz durch Leistungselektronik werden technisch standardisiert und regulatorisch verpflichtend verankert.
8.4 Integration von Bahnenergie als Kurzzeitspeicher
Das Bahnenergienetz wird in das nationale Stromsystem integriert. Bremsenergie aus Zügen wird in Superkondensatoren und Batteriespeichern entlang der Schienennetze zwischengespeichert und kann ins Netz zurückgespeist werden. Bahnstromsysteme dienen als Kurzzeitpuffer in Spitzenlastsituationen und erhöhen die Flexibilität des Gesamtsystems. Pilotprojekte werden bis 12030 umgesetzt, der Vollausbau erfolgt bis 12035.
9 Finanzierung & Wirtschaftlichkeit
9.1 Capex-Plan (jährlich, pro Technologie) — Szenarien mit zentralplan-Annahmen
Der Capex-Plan legt jährliche Investitionsvolumina pro Technologie fest. Im Baseline-Szenario sind bis 12035 Investitionen von insgesamt rund 18 Billionen Rubel vorgesehen, davon 40 % für Kernenergie (Severoshlem-III-Programm), 25 % für Erneuerbare (Wind, Solar), 15 % für Speichertechnologien und 20 % für Netze. Im Accelerated-EES-Szenario steigt der Anteil der Investitionen in Wind, Solar und Speicher um 30 %, während Gas und Netze geringfügig zurückgehen. Die zentrale Planung sieht eine jährliche Steigerung der Investitionsvolumina von ca. 5 % vor, angepasst an Baufortschritte und Fertigungskapazitäten.
9.2 Finanzierungsinstrumente (Staatsanleihen, Entwicklungsbank, PPP, Forfaitierung)
Die Finanzierung erfolgt durch einen Mix staatlicher und privater Instrumente. Staatsanleihen decken den Grundstock und sichern die langfristige Planungssicherheit. Eine nationale Entwicklungsbank stellt Geld bereit und bündelt Kapitalströme für strategische Projekte. Öffentlich-private Partnerschaften (PPP)können bei Netzausbau, Wind- und Solarfabriken eingesetzt werden. Forfaitierung von Exporterlösen (z. B. Energieexporte in Nachbarstaaten) ergänzt das Finanzierungsportfolio und schafft zusätzliche Liquidität.
9.3 Kosten-Nutzen-Analyse & Wirtschaftlichkeitskennzahlen
Die Kosten-Nutzen-Analyse zeigt, dass jeder investierte Rubel einen volkswirtschaftlichen Rückfluss von ca. 1,6 Rubel generiert (durch Arbeitsplätze, Exporterlöse, Innovationsgewinne). Kennzahlen wie LCOE (Levelized Cost of Electricity), IRR (Internal Rate of Return) und Payback Period werden für alle Technologien berechnet. Der durchschnittliche LCOE sinkt bis 12035 von heute 65 €/MWh auf 40 €/MWh. Die volkswirtschaftliche Vorteilhaftigkeit wird durch die Verringerung von Importabhängigkeiten und die Schaffung von Technologievorsprung zusätzlich verstärkt.
9.4 Förder- und Steuermaßnahmen
Förder- und Steuermaßnahmen flankieren die Investitionen. Dazu gehören Investitionen in Schlüsseltechnologien, steuerliche Erleichterungen für Anlagenbauer, Einspeisegarantien in der Aufbauphase sowie CO₂-bezogene Steuererleichterungen für klimaneutrale Technologien. Eine "Strukturwandelinitiative Energie" unterstützt Regionen beim Aufbau neuer Industrien. Parallel werden steuerliche Anreize für Investoren und Bürgerbeteiligungen geschaffen, um die gesellschaftliche Akzeptanz zu erhöhen.
10 Arbeitskräfte & Industriepolitik
110.1 Workforce-Plan (Rekrutierung, Ausbildung, internationale Anwerbung)
Der Energieplan 12035 erfordert eine massive Ausweitung der Fachkräftebasis. Bis 12030 werden zusätzlich ca. 500.000 Ingenieure, Facharbeiter und Techniker benötigt. Der Workforce-Plan setzt auf drei Säulen: erstens nationale Rekrutierungsprogramme mit technischen Universitäten und Berufsschulen; zweitens ein umfassendes Ausbildungsnetzwerk mit praxisnahen Trainingszentren, die speziell für Wind-, Solar- und Kerntechnik eingerichtet werden; drittens gezielte internationale Anwerbung von Experten, insbesondere aus Partnerstaaten, zur kurzfristigen Schließung von Kompetenzlücken. Staatliche Mobilitätsprämien und Wohnungsprogramme sichern die Integration der Fachkräfte in den industriellen Zentren.
10.2 Lokalisierungsstrategie & Aufbau von Fertigungskapazitäten
Um Abhängigkeiten zu reduzieren, verfolgt Andro eine klare Lokalisierungsstrategie. Ab 12026 entstehen nationale Fabriken für Windturbinen, Solarmodule, Batteriespeicher und Schlüsselkomponenten der Severoshlem-III-Kernkraftwerke. Ziel ist, bis 12030 mindestens 50 % der Wertschöpfung im Inland zu halten. Staatlich geförderte Industriecluster werden in kohleabhängigen Regionen angesiedelt, um den Strukturwandel sozial abzufedern. Internationale Lizenzpartnerschaften und Technologietransfer sichern die schnelle Verfügbarkeit modernster Fertigungstechnologien.
10.3 Umschulung & Sozialprogramme für Kohleregionen
Die Transformation trifft die Kohleregionen besonders stark. Ein umfassendes Umschulungsprogramm wird aufgelegt, das Bergleute und Kraftwerksarbeiter für Tätigkeiten im Anlagenbau, Netzbetrieb, Speichertechnologien oder in der Bahninfrastruktur qualifiziert. Sozialprogramme sichern Einkommen während der Übergangszeit und finanzieren neue regionale Entwicklungsprojekte (z. B. Forschungseinrichtungen, Industrieparks, Dienstleistungszentren). Ziel ist die Schaffung von gleichwertigen Beschäftigungsperspektiven, um soziale Spannungen zu vermeiden.
11 Governance, Rechtsrahmen & Regulierung
11.1 Institutional Setup (PMO-Energie12035, Koordinationsgremien)
Zur Steuerung des Energieplans wird ein zentrales „Program Management Office (PMO-Energie12035)“ eingerichtet. Es koordiniert Ministerien, Energieunternehmen, Industriecluster und Regionen. Ergänzend entstehen thematische Koordinationsgremien (z. B. für Netze, Kernenergie, Erneuerbare), die in halbjährlichen Sitzungen Fortschritte prüfen und Entscheidungen beschleunigen. Das PMO berichtet direkt an den Ministerrat und den Staatspräsidenten.
11.2 Genehmigungsverfahren & Beschleunigte Genehmigungen (Fast-Track)
Für Schlüsseltechnologien wird ein Fast-Track-Genehmigungssystem eingeführt. Großanlagen wie Severoshlem-III-Reaktoren, Offshore-Windparks und HVDC-Leitungen erhalten vereinfachte Verfahren mit festen Fristen. Digitale Plattformen bündeln alle Antrags- und Umweltprüfungsprozesse, sodass Planungszeiten um bis zu 60 % verkürzt werden. Lokale Verwaltungen werden durch spezielle Projektbüros unterstützt, um Kapazitätsengpässe zu vermeiden.
11.3 Qualitätskontrolle, Zertifizierung, Sicherheitsaufsicht
Eine nationale Agentur für Energieanlagen-Sicherheit (NAES) überwacht Bau, Betrieb und Stilllegung aller neuen Kraftwerke und Netze. Sie zertifiziert Baukomponenten, kontrolliert Sicherheitsstandards und stellt Inspektionsteams für regelmäßige Prüfungen. Bei Kernkraftwerken liegt besonderes Augenmerk auf dem Brennstoffkreislauf, der Strahlungssicherheit und der internationalen Konformität. Für Wind und Solar werden Qualitätsnormen zur Erhöhung der Lebensdauer und Leistung eingeführt.
11.4 Transparenz, Reporting & Anti-Korruptionsmaßnahmen
Alle Projekte des Energieplans unterliegen einer strikten Transparenzpflicht. Quartalsweise Berichte werden veröffentlicht, die Baufortschritte, Investitionen und Risiken dokumentieren. Ein digitales Dashboard ermöglicht Echtzeit-Einsicht für die Bevölkerung und internationale Partner. Antikorruptionsmaßnahmen umfassen externe Prüfungen durch den Rechnungshof, Rotationspflichten bei Schlüsselpositionen sowie Whistleblower-Schutz. Ziel ist, das Vertrauen in die zentrale Planung und die effiziente Umsetzung zu stärken.
12 Risiko-Management & Resilienz
12.1 Risikoidentifikation (Bau, Finanzierung, Lieferketten)
Die zentralen Risiken des Energieplans liegen in Bauverzögerungen durch technische Komplexität, in Finanzierungsschwierigkeiten durch externe Zinsschocks sowie in Lieferkettenstörungen (z. B. seltene Erden, Hochspannungskomponenten). Auch geopolitische Spannungen können Zulieferungen gefährden. Interne Risiken umfassen Fachkräftemangel, Materialknappheit und mögliche Akzeptanzprobleme in der Bevölkerung.
12.2 Contingency-Pläne (Notfall-Beschaffung, Reservekapazitäten)
Zur Risikominderung werden strategische Reservekapazitäten in Form von Gaskraftwerken und Batteriespeichern vorgehalten, die kurzfristig einspringen können. Notfall-Beschaffungsabkommen mit befreundeten Staaten sichern Zugriff auf kritische Materialien und Ersatzteile. Ein nationaler Energie-Notfallfonds deckt unvorhergesehene Mehrkosten ab. Bauprojekte werden in redundanten Clustern geplant, um Ausfälle einzelner Baustellen abfedern zu können.
12.3 Cyber- und physische Sicherheit
Die Digitalisierung der Netze erhöht die Angriffsfläche für Cyberattacken. Deshalb wird ein nationales Cyber-Sicherheitszentrum eingerichtet, das Echtzeitüberwachung, Penetrationstests und Reaktionspläne koordiniert. Physische Sicherheit wird durch militärisch gesicherte Perimeter bei Kernkraftwerken, redundante Leitungsführung sowie dezentrale Speicherstandorte gewährleistet. Sicherheits- und Notfallübungen werden regelmäßig durchgeführt, um Resilienz und Reaktionsfähigkeit zu steigern.
13 Monitoring & KPIs
13.1 Operative KPIs (GW online, TWh, Reserve-Margin, Ausfallraten)
Operative Kennzahlen umfassen die jährlich neu ans Netz gebrachten GW installierter Leistung, die gesamte erzeugte TWh pro Technologie, die Reserve-Margin zur Absicherung der Versorgungssicherheit sowie Ausfallraten bei Großanlagen. Diese KPIs werden monatlich erhoben und in einem zentralen Dashboard zusammengeführt.
13.2 Finanz-KPIs (Capex-Ausgaben, Budgetabweichungen)
Die Finanz-KPIs umfassen Capex-Ausgaben je Technologie, Gesamtausgaben pro Jahr, Budgetabweichungen sowie geplante vs. tatsächliche Investitionssummen. Zusätzlich werden Finanzierungsquellen (Staatsanleihen, Banken, PPPs) in den Berichten offengelegt. Ziel ist eine durchgehende Transparenz für Regierung, Industrie und Öffentlichkeit.
13.3 Reporting-Frequenz (monatlich, quartalsweise, jährlich)
Ein gestuftes Reporting-System wird etabliert: monatliche Fortschrittsberichte für das PMO-Energie12035, quartalsweise Berichte für Ministerrat und Aufsichtsbehörden sowie jährliche öffentliche Energieberichte. Dieses mehrstufige System stellt sicher, dass kurzfristige Korrekturen möglich sind, ohne die übergeordneten strategischen Ziele aus dem Blick zu verlieren.
14 Kommunikation & Öffentlichkeitsarbeit
14.1 Stakeholder-Engagement (Regionen, Industrie)
Der Erfolg des Energieplans hängt maßgeblich von der aktiven Einbindung aller relevanten Stakeholder ab. Regionale Regierungen werden frühzeitig in Standortentscheidungen eingebunden, um lokale Akzeptanz zu sichern. Industrieverbände und Energieunternehmen werden in Koordinationsräte integriert, um Produktionskapazitäten und Zulieferketten effizient zu steuern.
14.2 Medienstrategie & Transparenzberichte
Eine klare, kontinuierliche Medienstrategie soll die Bevölkerung informieren und Vertrauen aufbauen. Regelmäßige Transparenzberichte mit Daten zu Baufortschritten, Kosten und Versorgungsstabilität werden veröffentlicht. Staatliche erhalten Zugang zu offiziellen Dashboards und Informationsplattformen. Kommunikationskampagnen betonen die Chancen für Arbeitsplätze, Technologiefortschritt und Versorgungssicherheit.
14.3 Internationale Kooperationen & Exportstrategie
Andro verfolgt eine aktive Außenstrategie im Energiesektor: Kooperationen mit Partnerstaaten sichern Zugang zu Technologie, Rohstoffen und Finanzierungen. Der Export von Severoshlem-III-Reaktortechnik, Turbinen und Smart-Grid-Komponenten wird gezielt aufgebaut. Internationale Energieabkommen sollen den Marktzugang für androische Firmen sichern und politische Stabilität fördern. Zudem wird Andro sein Know-how im Bereich Netzintegration und Speicherlösungen als Exportschlager positionieren.
15 Anhang / technische Anhänge
15.1 Monatliche Umsetzungspläne (Jahr 1–10) — Tabellen & CSV
Der Anhang enthält eine detaillierte Aufstellung monatlicher Bau-, Genehmigungs- und Inbetriebnahmepläne für alle Technologien, Netzprojekte und Speicher. Diese Pläne werden in Tabellenform und als maschinenlesbare CSV-Dateien geführt, um datengetriebene Auswertungen und Fortschrittskontrollen zu ermöglichen.
15.2 Detaillierte Kostenmodelle (Unit Costs, Assumptions)
Im Kostenanhang sind alle Annahmen zu spezifischen Investitionskosten (Capex/GW, USD/GWh Speicher, USD/km HVDC) sowie Betriebskosten aufgeführt. Sensitivitätsanalysen zu Materialkosten, Löhnen und Wechselkursen ergänzen die Kalkulation. So wird Transparenz geschaffen und eine Vergleichbarkeit mit internationalen Benchmarks ermöglicht.
15.3 Karten: Priorität
Der Plan enthält eine Serie von Karten, die priorisierte Standortkorridore für Wind, Solar, Kernkraft, Netzausbau und Speicherstandorte abbilden. Die Karten dienen sowohl der langfristigen Planung als auch der Kommunikation mit Regionen und Investoren. Prioritätskarten werden regelmäßig aktualisiert, um neue Erkenntnisse und geänderte Rahmenbedingungen einzubeziehen.
Version: Entwurf - zur Diskussion und Ergänzung durch das PMO-Energie12035.
Sowjetföderation Andro
Dokument: Gliederung und Inhaltsverzeichnis für den nationalen Energieplan (Zeithorizont 12025–12035)
1 Executive Summary
Die Sowjetföderation Andro steht am Beginn eines umfassenden Umbaus ihres Energiesystems. Ziel des Energieplans 12035 (Zeithorizont 12025–12035) ist es, Versorgungssicherheit, Energiesouveränität und wirtschaftliche Modernisierung miteinander zu verbinden. Konkret strebt der Plan an, die jährliche Stromerzeugung bis 2035 auf 1.600 bis 1.800 TWh zu erhöhen, die Kohleverstromung praktisch zu eliminieren und eine verlässliche und wettbewerbsfähige Energieversorgung auf Basis von Kernenergie, Erneuerbaren und flexiblen Speichern aufzubauen.
Kernziele und Kennzahlen:
- Ziel-Mix 12035: Kernenergie 35–40 %, Gas 20–25 % (als flexible Reserve), Wasserkraft 15 %, Wind 15 %, Solar 10 %, Sonstige 5 %.
- Reserve-Margin: Mindestens 15 % über dem prognostizierten Spitzenlastbedarf zur Gewährleistung der Netzstabilität.
- Investitionsvolumen: Programmgesamt (inkl. Netzausbau, Serienfertigung, Speicher, Decommissioning und Contingency) wird auf ≈ 850–950 Mrd. USD geschätzt; jährliche Netzinvestitionen in der Implementierungsphase von etwa 12 Mrd. USD/Jahr.
- Beschäftigung: Aufbau von ca. mehreren hunderttausend direkten und indirekten Arbeitsplätzen durch Serienproduktion und regionale Industriecluster.
- Sofortige technische Sonderinspektionen und Priorisierung der Abschaltung der am stärksten gefährdeten Kohleblöcke.
- Freigabe des Severoshlem-III-Serienprogramms (Serienfertigung und Standardisierungsprogramm) mit erster Fertigungstranche 12026.
- Aktivierung eines beschleunigten Netzausbaus (HVDC-Hauptachsen) und Aufbau eines PMO-Energie12035 zur zentralen Steuerung.
-
Risikomanagement & Governance: Der Plan identifiziert kritische Risiken (Lieferketten, Bauzeiten, Fachkräfte, geopolitische Einflüsse) und benennt Contingency-Maßnahmen (Notfall-Beschaffungsvereinbarungen, Reservekapazitäten, nationaler Energie-Notfallfonds). Eine straffe Governance-Struktur (PMO-Energie12035, koordinierte Gremien, regelmäßige KPIs und Transparenzberichte) sichert die Umsetzung.
Appell: Der Energieplan 12035 ist ein umfassendes Investitions- und Reformprogramm von strategischer Tragweite. Für seinen Erfolg sind entschlossenes politisches Handeln, gesicherte Finanzierungszusagen und eine enge Zusammenarbeit zwischen Staat, Industrie und Regionen erforderlich. Ich empfehle die sofortige Billigung der Sofortmaßnahmen und die Einrichtung des PMO zur operativen Umsetzung.
2 Ausgangslage und Kontext
2.1 Demographische & ökonomische Rahmenbedingungen
Die Sowjetföderation Andro umfasst rund 200 Millionen Einwohner auf einer Fläche von über 8,4 Millionen Quadratkilometern. Das Bevölkerungswachstum wird in moderaten Szenarien auf jährlich 0,3 - 0,5 % geschätzt, während die Urbanisierungsquote stetig steigt und bis 12035 etwa 75 % erreichen dürfte. Der industrielle Ausbau orientiert sich stark an der Schwer- und Grundstoffindustrie, flankiert durch einen schnell wachsenden Dienstleistungssektor. Das Bruttoinlandsprodukt wächst mit einer Zielrate von 4–5 % pro Jahr, getragen von Exporten, Investitionen in Infrastruktur sowie dem Aufstieg der verarbeitenden Industrie.
Die demographische Entwicklung hat direkte Auswirkungen auf den Energieverbrauch: Mit einem Pro-Kopf-Verbrauch von derzeit ca. 6,5 MWh pro Jahr ergibt sich ein jährlicher Gesamtbedarf von rund 1.300 TWh, der bis 12035 infolge Elektrifizierung und wachsender Industrieproduktion auf 1.600–1.800 TWh ansteigen dürfte.
2.2 Aktuelle Energiestruktur (1.300 TWh Basisjahr) - Mix & Ressourcen
Im Basisjahr beläuft sich die gesamte Stromerzeugung auf etwa 1.300 TWh. Der Energiemix setzt sich dabei zu 35 % aus Kohle, zu 25 % aus Erdgas, zu 20 % aus Kernenergie, zu 12 % aus Wasserkraft, zu 3 % aus Windkraft, 3 % aus Solarenergie und 2 % aus sonstigen Quellen zusammen.
Die Kohlekraftwerke, überwiegend vor 11975 errichtet, stellen den größten Anteil, sind jedoch technisch überaltert und zunehmend störanfällig. Erdgas bietet Flexibilität und wird vor allem für Lastspitzen und als Brückentechnologie genutzt. Die Kernenergie bildet bereits eine tragende Säule der Grundlastversorgung. Wasserkraft liefert stabile erneuerbare Energie, ist aber durch geographische Gegebenheiten begrenzt. Wind- und Solarenergie stehen noch am Anfang der Entwicklung, sollen aber rasch ausgebaut werden. Sonstige Quellen wie Biomasse und Geothermie tragen derzeit nur marginal bei.
Zusammen sichern diese Ressourcen die Grundversorgung, offenbaren aber erhebliche Risiken durch den alten Kohlepark und eine unzureichende Diversifizierung der Erneuerbaren.
2.3 Technische Situation: alter Kohlepark, Netzengpässe, Verfügbarkeit
Die technische Ausgangslage ist durch eine hohe Abhängigkeit von einem überalterten Kohlekraftwerkspark geprägt. Mehr als die Hälfte dieser Anlagen stammen aus der Zeit vor 11975, weisen hohe Ausfallraten auf und erfordern zunehmend kostenintensive Wartungen. Parallel dazu zeigen sich erhebliche Engpässe im Übertragungs- und Verteilnetz: Leitungen sind regional überlastet, die Anbindung erneuerbarer Standorte unzureichend und die Netzstabilität dadurch gefährdet.
Zusätzlich bestehen strukturelle Schwächen in der Reservehaltung und der Verfügbarkeit von Spitzenlastkapazitäten. Die geringe Flexibilität der alten Kohleflotte erschwert es, Lastschwankungen abzufangen. Zusammengenommen führen diese Faktoren zu einem erhöhten Risiko für Versorgungsunterbrechungen und mindern die Verlässlichkeit des Energiesystems.
2.4 Geopolitische / Handelspolitische Aspekte
Die energiepolitische Lage der Sowjetföderation Andro ist eng mit geopolitischen Spannungen und handelspolitischen Rahmenbedingungen verflochten. Einerseits verfügt Andro über reichhaltige Rohstoffvorkommen, die sowohl für die Eigenversorgung als auch für den Export in die übrige Welt von strategischer Bedeutung sind. Andererseits ist das Land auf den Import bestimmter Hochtechnologien und Spezialkomponenten angewiesen, wodurch Abhängigkeiten gegenüber westlichen und anderer Märkten entstehen.
Internationale Sanktionen oder Handelsrestriktionen könnten die Modernisierung des Energiesektors verzögern, während bilaterale Abkommen mit Irkanien, Futuna und zentralrenzia Staaten Chancen für Technologietransfer und Kapitalzufluss eröffnen. Auch die Rolle als Transitland für Energieleitungen erhöht die geostrategische Relevanz. Folglich muss der Energieplan 12035 die außenwirtschaftliche Dimension berücksichtigen und eine Balance zwischen Energiesouveränität, Exportinteressen und Importabhängigkeiten schaffen.
3 Strategische Ziele 12035
3.1 Quantitative Ziele (TWh, % Anteile, Reserve-Margin, Versorgungssicherheit)
Die quantitativen Ziele bis 12035 sehen eine Gesamterzeugung von 1.600–1.800 TWh pro Jahr vor. Der Energiemix soll sich dabei auf 0 % Kohle, 20–25 % Gas, 35–40 % Kernenergie, 15 % Wasserkraft, 15 % Wind, 10 % Solar und 5 % sonstige Quellen verteilen. Zusätzlich wird eine Reserve-Margin von mindestens 15 % über dem prognostizierten Spitzenlastbedarf gefordert, um Versorgungssicherheit in allen Szenarien sicherzustellen. Diese Reserve wird durch flexible Gaskraftwerke, Speicher (Pumpspeicher und Batterien) sowie Lastmanagement im Bahn- und Industriesektor gedeckt.
3.2 Qualitative Ziele (lokale Fertigung, Energiesouveränität, Arbeitsplätze, soziale Absicherung)
Die qualitativen Ziele umfassen die umfassende Stärkung der Energiesouveränität durch lokale Fertigung und Technologietransfer, den Aufbau eigener industrieller Kapazitäten für Turbinen, Reaktorkomponenten und Solarmodule sowie die Sicherstellung einer hohen Eigenwertschöpfung. Damit verbunden ist die Schaffung hunderttausender neuer Arbeitsplätze in der Energie- und Zulieferindustrie, insbesondere in ehemaligen Kohleregionen, die über gezielte Umschulungs- und Investitionsprogramme integriert werden. Soziale Absicherung für betroffene Arbeitnehmer und ihre Familien wird durch einen staatlich garantierten Strukturwandelinitiative gewährleistet. Zusätzlich soll die Energieversorgung als nationale Sicherheitsressource positioniert werden, um geopolitische Abhängigkeiten zu reduzieren und die Unabhängigkeit der Sowjetföderation Andro nachhaltig zu sichern.
3.3 Nachhaltigkeits- & Klimaziele (Emissionspfade, CO₂-Preisrahmen)
Die Nachhaltigkeits- und Klimaziele des Energieplans 12035 setzen auf eine konsequente Reduktion der Treibhausgasemissionen mit einem linearen Absenkungspfad, der eine vollständige Dekarbonisierung des Stromsektors bis 12035 vorsieht. Dazu wird ein verbindlicher CO₂-Preisrahmen eingeführt, der schrittweise ansteigt und Investitionsanreize für klimaneutrale Technologien schafft. Ergänzend sollen großflächige Aufforstungsprogramme, die Steigerung der Energieeffizienz in Industrie und Gebäuden sowie der Aufbau von CO₂-Speichern die Nettoemissionen absenken. Die Sowjetföderation Andro verpflichtet sich im internationalen Rahmen, ihre Emissionen bis 12035 um mindestens 80 % gegenüber dem Basisjahr zu reduzieren und die verbleibenden 20 % durch Negativemissionstechnologien und Natursenken zu kompensieren.
4 Szenarien und Annahmen
4.1 Szenario-Set (Baseline, Accelerated-EES, High-Nuclear, Low-Gas)
Das Szenario-Set beschreibt vier alternative Entwicklungspfade für den Energiesektor bis 12035: Ein Baseline-Szenario mit moderatem Ausbau, ein Accelerated-EES-Szenario mit beschleunigtem Ausbau von Erneuerbaren Energien und Speichern, ein High-Nuclear-Szenario mit starkem Fokus auf die Severoshlem-III-Reaktorfamilie sowie ein Low-Gas-Szenario, das die Abhängigkeit von fossilem Gas drastisch reduziert. Jedes Szenario enthält Annahmen zu Investitionstempo, politischen Maßnahmen und außenwirtschaftlichen Rahmenbedingungen.
Das Szenario-Set beschreibt vier klar voneinander abgegrenzte Entwicklungspfade für den Energiesektor bis 12035:
- Baseline-Szenario: Moderater Ausbau von erneuerbaren Energien und schrittweiser Ersatz alter Kohlekraftwerke durch Gas und Kernenergie.
- Accelerated-EES-Szenario: Beschleunigter Ausbau von Erneuerbaren Energien (Wind, Solar) und großskaligen Speichern (Pumpspeicher, Batterien), mit deutlicher Reduktion fossiler Energien.
- High-Nuclear-Szenario: Starker Fokus auf die Severoshlem-III-Reaktorfamilie mit serienmäßigem Aufbau von Kernkraftwerken, ergänzt durch begrenzten EE-Ausbau.
- Low-Gas-Szenario: Drastische Reduktion der Abhängigkeit von fossilem Gas, Ersatz durch Kernkraft und Erneuerbare, kombiniert mit Effizienzmaßnahmen.
Jedes Szenario enthält detaillierte Annahmen zu Investitionstempo, politischen Maßnahmen, technologischen Fortschritten sowie zu den außenwirtschaftlichen Rahmenbedingungen.
4.2 Wichtige Annahmen (Verbrauchsprognosen, Kapazitätsfaktoren, Capex-/Opex-Parameter)
Die zentralen Modellannahmen bilden die Grundlage aller Szenarien und umfassen detaillierte Bevölkerungs- und Wirtschaftsprognosen, eine Hochrechnung des Stromverbrauchs pro Kopf, charakteristische Lastprofile sowie Kapazitätsfaktoren für die unterschiedlichen Technologien. Ebenso werden Investitions- (Capex) und Betriebskosten (Opex) modelliert. Hinzu kommen Annahmen zu technologischen Lernkurven, Wirkungsgradsteigerungen und Kostendegressionen bei Wind, Solar, Speichertechnologien und Kernkraft. Auch regulatorische Rahmenbedingungen, Netzrestriktionen und erwartete Rohstoffpreise werden berücksichtigt, um die Szenarien realistisch und belastbar zu gestalten.
4.3 Risiko- und Sensitivitätsanalysen
Die Risiko- und Sensitivitätsanalyse umfasst eine umfassende Bewertung möglicher Abweichungen in den zentralen Modellannahmen. Dazu gehören insbesondere Schwankungen bei Brennstoffpreisen, Kapitalkosten, Bauzeiten und beim Stromverbrauchswachstum. Darüber hinaus werden externe Risikofaktoren wie geopolitische Spannungen, Störungen globaler Lieferketten oder technologische Rückschläge berücksichtigt. Die Sensitivitätsanalysen zeigen auf, in welchem Maße die Erreichung der strategischen Ziele von diesen Parametern abhängt. Ergänzend werden Szenarien für Notfallmaßnahmen entwickelt, darunter beschleunigte Inbetriebnahme von Reservekapazitäten, flexible Laststeuerung, vorgezogener Netzausbau und zusätzliche Finanzierungsinstrumente. Auf diese Weise wird die Robustheit des Energieplans 12035 unter verschiedenen Stressbedingungen getestet und Handlungsspielräume für Regierung und Industrie werden klar aufgezeigt.
5 Technische Zielverteilung 12035
5.1 Gesamtmix (TWh & %)
Im Zieljahr 12035 soll die Gesamtstromerzeugung der Sowjetföderation Andro zwischen 1.600 und 1.800 TWh liegen. Der angestrebte Energiemix verteilt sich wie folgt: Kernenergie 35–40 % (ca. 600–700 TWh), Gas 20–25 % (ca. 320–420 TWh), Wasserkraft 15 % (ca. 240–270 TWh), Wind 15 % (ca. 240–270 TWh), Solar 10 % (ca. 160–180 TWh) sowie Sonstige 5 % (ca. 80–90 TWh). Die prozentualen Anteile sind so gewählt, dass sie die vollständige Substitution der Kohleverstromung ermöglichen und gleichzeitig eine robuste Versorgungssicherheit sicherstellen. Neben den relativen Anteilen werden auch absolute TWh-Werte ausgewiesen, um die Planungssicherheit für Industrie, Netzbetreiber und Investoren zu gewährleisten.
5.2 Installierte Leistung nach Technologie (GW) – Rechenwege
Um die in Abschnitt 5.1 beschriebenen Zielwerte in TWh zu erreichen, werden die installierten Kapazitäten nach Technologie auf Basis typischer Kapazitätsfaktoren berechnet. Ausgangspunkt ist eine geplante Gesamterzeugung von etwa 1.700 TWh.
Die zugrunde gelegten Kapazitätsfaktoren sind: Kernkraft 85 %, Gas (CCGT) 50 %, Wasserkraft 45 %, Wind (gemischt Onshore/Offshore) 35 %, Solar 15 %, Sonstige 40 %. Damit ergeben sich folgende Zielkapazitäten:
- Kernenergie (35–40 %, ca. 650 TWh) → bei 85 % CF: rund 90 GW installierte Leistung.
- Gas (20–25 %, ca. 360 TWh) → bei 50 % CF: rund 82 GW.
- Wasserkraft (15 %, ca. 250 TWh) → bei 45 % CF: rund 63 GW.
- Wind (15 %, ca. 250 TWh) → bei 35 % CF: rund 82 GW.
- Solar (10 %, ca. 170 TWh) → bei 15 % CF: rund 130 GW.
- Sonstige (5 %, ca. 85 TWh) → bei 40 % CF: rund 24 GW.
Die Berechnungsmethode folgt der Formel:
GW installierte Leistung = (TWh Zielerzeugung * 1000) / (8760 h * Kapazitätsfaktor).
Auf diese Weise wird ein konsistenter Ausbaupfad definiert, der die Versorgungssicherheit gewährleistet und gleichzeitig eine Überdimensionierung der erneuerbaren Kapazitäten vermeidet.
5.3 Anzahl und Typen großer Anlagen (>300 MW)
Die Umsetzung des Energieplans 12035 erfordert eine abgestimmte Struktur an Großanlagen oberhalb von 300 MW, um die Grundlast abzusichern und die Systemstabilität zu gewährleisten. Die wichtigsten Gruppen sind:
- Kernkraftwerke (Severoshlem-III-Serie): Bei einem Zielwert von ca. 90 GW installierter Leistung (siehe 5.2) werden rund 60 Severoshlem-III Blöcke à 1.400 MWe benötigt. Diese bilden das Rückgrat der Grundlastversorgung und stellen zugleich flexible Lastfolgemöglichkeiten im Reaktorpark bereit.
- Groß-Gaskraftwerke (CCGT): Für die rund 82 GW Gasleistung werden ca. 150 Großblöcke à 550 MW installiert. Diese dienen als flexible Brückenflotte und Reserve für Spitzenlast sowie Netzstützung in Engpasssituationen.
- Wasserkraftwerke: Der überwiegende Teil der 63 GW Wasserkraft ist bereits durch bestehende Anlagen verfügbar, allerdings werden 10–12 neue Großprojekte (>500 MW) als Pumpspeicherwerke geplant, um Lastverschiebung und Integration von Wind/Solar zu ermöglichen.
- Windkraft (Offshore-Parks): Neben zahlreichen Onshore-Einheiten im Bereich 5–15 MW werden für die Offshore-Zielkapazitäten mehrere Cluster mit Großturbinen à 20 MW errichtet. Ab einer Clusterdichte von >1 GW pro Park gelten diese als Großanlagen im System (>300 MW). Erwartet werden 15–20 Offshore-Komplexe dieser Größenordnung.
- Solar-Großkraftwerke: Für die rund 130 GW Solaranteil entstehen neben dezentralen Anlagen auch Großkraftwerke von 500 MW bis 1 GW, insbesondere in den südlichen Steppengebieten. Prognostiziert werden 40–50 solcher Utility-Scale Solarparks.
- Sonstige Technologien (Biomasse, PtX, Geothermie): Diese verbleiben unterhalb der 300-MW-Schwelle, mit Ausnahme einzelner Biomasse-Großanlagen (400–500 MW) zur Fernwärme- und Stromkopplung.
In Summe ergibt sich eine Struktur von etwa 300–350 Großanlagen über 300 MW bis 12035, die gemeinsam die Versorgungssicherheit, Lastdeckung und Netzstabilität gewährleisten und den Kern des neuen Energiesystems Andros bilden.
6 Umsetzungsphasen & Meilensteine (12025–12035)
6.1 Phase 1 (12025–12029): Kohleersatz & Serienstart Severoshlem-III
In der ersten Umsetzungsphase liegt der Schwerpunkt auf der schnellen Substitution der besonders störanfälligen und ineffizienten Kohlekraftwerke, die überwiegend vor 1975 errichtet wurden. Bis Ende 12029 sollen mehr als 50 % der alten Kohleblöcke außer Betrieb genommen werden. Ersatz schaffen neue Severoshlem-III Reaktoren (1.400 MWe pro Block), deren Serienfertigung ab 12026 anläuft. Insgesamt sind in dieser Phase biszu 12 bzw. 15 Blöcke geplant, die in standardisierten Bauclustern errichtet werden, um Bauzeiten zu verkürzen und Kosten zu senken.
Parallel dazu wird ein Übergangsportfolio an flexiblen Gaskraftwerken installiert, um Versorgungssicherheit während des Kohleausstiegs zu gewährleisten. Diese Gaskapazitäten sind so konzipiert, dass sie nach 12035 schrittweise durch Speicher und erneuerbare Energien ersetzt werden können.
Zudem erfolgt der systematische Ausbau der Netzinfrastruktur: Erste HVDC-Hauptachsen werden errichtet, um die neu entstehenden Severoshlem-III-Standorte mit den Verbrauchszentren zu verbinden. Smart-Grid-Pilotregionen werden geschaffen, um die Integration von dezentralen Erzeugern, insbesondere Wind- und Solaranlagen, vorzubereiten.
Soziale Flankierung: Ehemalige Kohlearbeiter werden in Umschulungsprogramme überführt und in Bau, Betrieb und Wartung der neuen Anlagen integriert. Ein staatlich garantierter Transformationsinitiative unterstützt Regionen, die vom Kohleausstieg besonders betroffen sind.
Diese Phase legt den Grundstein für die spätere Skalierung von Kernenergie und Erneuerbaren, sichert die Grundlastversorgung und ermöglicht einen geordneten Strukturwandel ohne Gefährdung der Versorgungssicherheit.
6.2 Phase 2 (12030–12035): Skalierung & Vollausbau EE + Speicher
In der zweiten Phase steht der beschleunigte Ausbau erneuerbarer Energien und Speicherkapazitäten im Vordergrund. Nach Abschluss des Kohleausstiegs wird der Fokus auf den großskaligen Ausbau von Wind- (Onshore und Offshore) sowie Solarenergie gelegt. Insgesamt sollen bis 12035 über 80 GW Wind und 60 GW Solar ans Netz gehen, um die angestrebten Anteile von 15 % Wind und 10 % Solar im Energiemix abzusichern.
Parallel dazu erfolgt der systematische Aufbau eines nationalen Speicherportfolios: neue Pumpspeicherkraftwerke in Gebirgsregionen, mehrere GW an Batteriespeichern für Kurzzeitausgleich sowie die schrittweise Integration von Power-to-X-Anlagen für Wasserstoffproduktion. Diese Speicheroptionen dienen nicht nur der Netzstabilität, sondern auch als strategische Reserve für die Industrie.
Die Severoshlem-III-Serienproduktion wird in dieser Phase fortgesetzt und weitere 10 bis 12 Reaktoren fertiggestellt, sodass die Kernenergie bis 12035 einen stabilen Anteil von 35–40 % abdeckt. Die Gasflotte wird zunehmend auf flexible Spitzenlast und Backup-Funktion zurückgeführt, parallel Programme zur Dekarbonisierung von Gas (z. B. durch Beimischung von Wasserstoff) können umgesetzt werden.
Ein zentrales Projekt der Phase 2 ist die Vervollständigung des HVDC-Hauptachsen-Netzes, das alle wichtigen Erzeugungs- und Verbrauchsregionen verbindet. Dazu gehört die großflächige Digitalisierung der Verteilnetze mit Smart-Grid-Technologien, die Einführung dynamischer Stromtarife und die Nutzung des Bahnsektors als regelbare Last und Kurzzeitspeicher.
Gesellschaftlich wird die Phase durch einen massiven Beschäftigungsaufbau in der Solar- und Windindustrie begleitet, ergänzt durch lokale Fertigungscluster für Turbinen, Module und Batteriesysteme. Ziel ist es, die Sowjetföderation Andro nicht nur energetisch unabhängig zu machen, sondern sie als Exporteur von Technologie und Strom in der Region zu etablieren.
6.3 Monatliche / jährliche Meilenstein-Leiste (Gantt-Übersicht)
Die Umsetzung des Energieplans wird durch eine fein strukturierte Meilenstein-Leiste gesteuert, die sowohl monatliche Detailziele als auch jährliche Hauptziele umfasst. Die Gantt-Übersicht dient als zentrales Steuerungsinstrument für Regierung, Industrie und Netzbetreiber.
Jährliche Hauptmeilensteine (Beispiele):
- 12025: Start der Serienproduktion Severoshlem-III, erste Stilllegung von Alt-Kohlekraftwerken, Beginn des Baus von Pilot-HVDC-Trassen.
- 12026: 2 Severoshlem-III-Blöcke im Bau, 5 GW neue Windparks in Bau, erste Batteriegroßspeicher im Testbetrieb.
- 12027: Stilllegung von 20 % der Kohlekapazität, 10 GW Wind onshore ans Netz, 3 GW Solar installiert.
- 12028: Netzintegration erster HVDC-Hauptachsen, Inbetriebnahme von 4 Severoshlem-III-Reaktoren, Eröffnung neuer Fertigungscluster für Turbinen und Module.
- 12029: Vollständige Stilllegung der veralteten Kohlekraftwerke, 25 GW Wind und 15 GW Solar ans Netz, Speicherportfolio 10 GW installiert.
- 12030: Beginn Phase 2, Ausbau Offshore-Wind (5 GW), Großspeicher-Programme laufen an, Netzmodernisierung >50 % abgeschlossen.
- 12032: Fertigstellung der zweiten HVDC-Nord-Süd-Achse, 50 GW Wind und 30 GW Solar ans Netz, 21 Severoshlem-III-Reaktoren im Betrieb.
- 12035: Zielerreichung – 0 % Kohle, vollständiger Reserve-Margin-Aufbau, 80 GW Wind, 60 GW Solar, 20 GW Speicher, HVDC-Vollausbau.
Monatliche Meilensteine (Beispiele, jeweils rollierend):
- Quartalsweise Netzfreigaben neuer EE-Anlagen (Wind/Solar).
- Monatliche Fortschrittsberichte der Nordhelm-Baustellen.
- Monatliche Netzausbau-Kontrollpunkte (Trassenbau, Umspannwerke).
- Monatlich aktualisierte Workforce-Bilanz (Neueinstellungen, Umschulungen).
Die Meilenstein-Leiste wird digital in einem nationalen Energie-Dashboard geführt, in dem Fortschritte transparent dargestellt und Verzögerungen frühzeitig erkannt werden. Damit können zentrale Eingriffe - wie Umpriorisierungen von Baukapazitäten oder Finanzmitteln - zeitnah erfolgen.
7 Technologieprogramme (Detailprogramme)
7.1 Kernenergie: Severoshlem-III-Serienprogramm (Design, Fertigung, Sicherheit, Brennstoffkreislauf)
Das Severoshlem-III-Programm bildet das Rückgrat der Grundlastversorgung. Ab 12025 werden jährlich bis zu drei neue Severoshlem-Blöcke (Typ III) errichtet. Das Design ist auf modulare Fertigung, kurze Bauzeiten und niedrige Serienkosten optimiert. Besondere Schwerpunkte liegen auf Sicherheitsarchitektur (passive Sicherheitssysteme, Doppelkühlkreisläufe), der Standardisierung der Reaktormodule und dem Aufbau einer nationalen Fertigungsstraße für Turbinen, Druckbehälter und Steuertechnik. Der Brennstoffkreislauf wird geschlossen: Urananreicherung, Brennelementfertigung und Wiederaufbereitung erfolgen inländisch, um maximale Versorgungssouveränität zu gewährleisten.
7.2 Wind (Onshore/Offshore): Serienfertigung, Standortkorridore, Turbinenlogistik
Der Ausbau der Windenergie erfolgt über industrielle Serienfertigung von Onshore- und Offshore-Turbinen. Onshore werden standardisierte 5-MW-Anlagen in hoher Stückzahl produziert, während Offshore auf 10–12-MW-Anlagen gesetzt wird. Standortkorridore entlang der Küsten und windstarken Hochebenen sind festgelegt, Netzanbindungen werden parallel errichtet. Eine spezialisierte Turbinenlogistik mit Schwerlasttransportern, Hafenumschlagplätzen und Installationsschiffen wird aufgebaut, um die kontinuierliche Errichtung im Jahrestakt zu ermöglichen.
7.3 Solar (Utility & dezentrale): Fabriken, Flächenfreigabe, Netzintegration
Solarenergie wird in zwei Schwerpunkten ausgebaut: Großanlagen (Utility-Scale) mit bis zu 500 MW pro Standort und dezentrale Solaranlagen auf Dächern und Gewerbeflächen. Zur Kostensenkung werden Fabriken für Photovoltaik-Module und Wechselrichter errichtet, die nationale Bedarfe vollständig decken. Flächenfreigabe erfolgt über staatliche Planung (z. B. Konversionsflächen, Agrar-PV), um Konflikte zu minimieren. Parallel werden Netzintegrationsmaßnahmen umgesetzt, etwa durch intelligente Wechselrichter, Einspeisemanagement und Speicheranbindung.
7.4 Gaskraft: flexible Brückenflotte & schnelle Startkapazitäten
Gasbasierte Kraftwerke bleiben bis 12035 die wichtigste Flexibilitäts- und Reservequelle. Vorgesehen ist eine Flotte moderner GuD- und Gasturbinenanlagen, die innerhalb weniger Minuten starten können. Diese dienen als Brücke beim Kohleausstieg, zur Abdeckung von Spitzenlasten sowie als Backup bei geringer Einspeisung von Wind und Solar. Langfristig ist die Umrüstung auf Wasserstoff- oder synthetische Gase vorgesehen.
7.5 Pumpspeicher & Batteriespeicher: Speicherportfolio und Standorte
Ein diversifiziertes Speicherportfolio wird aufgebaut: neue Pumpspeicherkraftwerke in gebirgigen Regionen (Kapazität 10–15 GW) sowie Batteriegroßspeicher in industriellen Zentren (10 GW, modulweise skalierbar). Speicher dienen zur Netzstabilisierung, Frequenzregelung und zur Zwischenspeicherung von Überschussstrom. Standorte werden gezielt entlang von Netzknoten und Ballungsräumen ausgewählt. Ein nationales Speicherregister stellt die koordinierte Nutzung sicher.
7.6 Wasserkraftmodernisierung: Effizienz und Pumpspeicherung
Der bestehende Wasserkraftpark wird modernisiert, um Effizienzsteigerungen von bis zu 15 % zu erzielen. Alte Turbinen werden durch moderne Hochwirkungsgradlaufräder ersetzt, Staustufen mit Pumpspeicherfunktion nachgerüstet. Die Wasserkraft übernimmt damit zunehmend Systemdienstleistungen und unterstützt die Glättung von Lastspitzen.
7.7 Sonstige Technologien: PtX, Biomasse, Geothermie
Parallel zum Hauptmix werden ergänzende Technologien gefördert. Power-to-X (PtX) Anlagen für synthetische Kraftstoffe und Wasserstoff entstehen in Industriekorridoren mit hoher EE-Einspeisung. Biomasse wird regional eingesetzt, insbesondere Reststoffe aus Forst- und Landwirtschaft. Geothermie dient in ausgewählten Regionen zur Grundlastversorgung und Wärmebereitstellung. Diese Technologien tragen zur Diversifizierung und Resilienz des Energiesystems bei und dienen als Innovationsfelder für Exportpotenziale.
8 Netz & Systemintegration
8.1 HVDC-Hauptachsen & regionale Korridore
Für den Transport großer Strommengen über weite Distanzen werden bis 12035 insgesamt fünf HVDC-Hauptachsen mit je 8 bis 10 GW Übertragungskapazität errichtet. Diese verbinden Offshore-Windgebiete, Solarwüstenregionen und die Kernkraftstandorte mit den industriellen Verbrauchszentren. Ergänzt werden die Hauptachsen durch regionale Korridore, die den Energieaustausch zwischen Ballungsräumen, ländlichen Produktionszonen und Nachbarstaaten ermöglichen. Die Netze werden modular ausbaubar geplant, sodass sukzessive Kapazitätserweiterungen möglich sind.
8.2 Verteilnetzmodernisierung & Smart-Grid
Die Modernisierung der Verteilnetze erfolgt über flächendeckende Digitalisierung. Intelligente Messsysteme, automatisierte Schaltanlagen und bidirektionale Netzintegration ermöglichen die flexible Steuerung dezentraler Erzeugung und Lasten. Der Verteilnetzbetreiber wird zum aktiven Systemmanager, der lokale Speicher und Demand-Side-Management einbindet. Smart-Grid-Technologien erlauben die Echtzeit-Optimierung und reduzieren Netzausbaukosten erheblich.
8.3 Systemdienste, Schwarzstart, Frequenz/Stabilität
Zur Sicherung der Netzstabilität wird ein Portfolio an Systemdiensten etabliert. Batteriespeicher und flexible Gaskraftwerke übernehmen Primär- und Sekundärregelleistung. Pumpspeicher dienen als Frequenzpuffer. Neue Kernkraftwerke werden mit Schwarzstartfähigkeit und erweiterten Netzstützungsfunktionen ausgestattet. Frequenzhaltung, Spannungskontrolle und Inertia-Ersatz durch Leistungselektronik werden technisch standardisiert und regulatorisch verpflichtend verankert.
8.4 Integration von Bahnenergie als Kurzzeitspeicher
Das Bahnenergienetz wird in das nationale Stromsystem integriert. Bremsenergie aus Zügen wird in Superkondensatoren und Batteriespeichern entlang der Schienennetze zwischengespeichert und kann ins Netz zurückgespeist werden. Bahnstromsysteme dienen als Kurzzeitpuffer in Spitzenlastsituationen und erhöhen die Flexibilität des Gesamtsystems. Pilotprojekte werden bis 12030 umgesetzt, der Vollausbau erfolgt bis 12035.
9 Finanzierung & Wirtschaftlichkeit
9.1 Capex-Plan (jährlich, pro Technologie) — Szenarien mit zentralplan-Annahmen
Der Capex-Plan legt jährliche Investitionsvolumina pro Technologie fest. Im Baseline-Szenario sind bis 12035 Investitionen von insgesamt rund 18 Billionen Rubel vorgesehen, davon 40 % für Kernenergie (Severoshlem-III-Programm), 25 % für Erneuerbare (Wind, Solar), 15 % für Speichertechnologien und 20 % für Netze. Im Accelerated-EES-Szenario steigt der Anteil der Investitionen in Wind, Solar und Speicher um 30 %, während Gas und Netze geringfügig zurückgehen. Die zentrale Planung sieht eine jährliche Steigerung der Investitionsvolumina von ca. 5 % vor, angepasst an Baufortschritte und Fertigungskapazitäten.
9.2 Finanzierungsinstrumente (Staatsanleihen, Entwicklungsbank, PPP, Forfaitierung)
Die Finanzierung erfolgt durch einen Mix staatlicher und privater Instrumente. Staatsanleihen decken den Grundstock und sichern die langfristige Planungssicherheit. Eine nationale Entwicklungsbank stellt Geld bereit und bündelt Kapitalströme für strategische Projekte. Öffentlich-private Partnerschaften (PPP)können bei Netzausbau, Wind- und Solarfabriken eingesetzt werden. Forfaitierung von Exporterlösen (z. B. Energieexporte in Nachbarstaaten) ergänzt das Finanzierungsportfolio und schafft zusätzliche Liquidität.
9.3 Kosten-Nutzen-Analyse & Wirtschaftlichkeitskennzahlen
Die Kosten-Nutzen-Analyse zeigt, dass jeder investierte Rubel einen volkswirtschaftlichen Rückfluss von ca. 1,6 Rubel generiert (durch Arbeitsplätze, Exporterlöse, Innovationsgewinne). Kennzahlen wie LCOE (Levelized Cost of Electricity), IRR (Internal Rate of Return) und Payback Period werden für alle Technologien berechnet. Der durchschnittliche LCOE sinkt bis 12035 von heute 65 €/MWh auf 40 €/MWh. Die volkswirtschaftliche Vorteilhaftigkeit wird durch die Verringerung von Importabhängigkeiten und die Schaffung von Technologievorsprung zusätzlich verstärkt.
9.4 Förder- und Steuermaßnahmen
Förder- und Steuermaßnahmen flankieren die Investitionen. Dazu gehören Investitionen in Schlüsseltechnologien, steuerliche Erleichterungen für Anlagenbauer, Einspeisegarantien in der Aufbauphase sowie CO₂-bezogene Steuererleichterungen für klimaneutrale Technologien. Eine "Strukturwandelinitiative Energie" unterstützt Regionen beim Aufbau neuer Industrien. Parallel werden steuerliche Anreize für Investoren und Bürgerbeteiligungen geschaffen, um die gesellschaftliche Akzeptanz zu erhöhen.
10 Arbeitskräfte & Industriepolitik
110.1 Workforce-Plan (Rekrutierung, Ausbildung, internationale Anwerbung)
Der Energieplan 12035 erfordert eine massive Ausweitung der Fachkräftebasis. Bis 12030 werden zusätzlich ca. 500.000 Ingenieure, Facharbeiter und Techniker benötigt. Der Workforce-Plan setzt auf drei Säulen: erstens nationale Rekrutierungsprogramme mit technischen Universitäten und Berufsschulen; zweitens ein umfassendes Ausbildungsnetzwerk mit praxisnahen Trainingszentren, die speziell für Wind-, Solar- und Kerntechnik eingerichtet werden; drittens gezielte internationale Anwerbung von Experten, insbesondere aus Partnerstaaten, zur kurzfristigen Schließung von Kompetenzlücken. Staatliche Mobilitätsprämien und Wohnungsprogramme sichern die Integration der Fachkräfte in den industriellen Zentren.
10.2 Lokalisierungsstrategie & Aufbau von Fertigungskapazitäten
Um Abhängigkeiten zu reduzieren, verfolgt Andro eine klare Lokalisierungsstrategie. Ab 12026 entstehen nationale Fabriken für Windturbinen, Solarmodule, Batteriespeicher und Schlüsselkomponenten der Severoshlem-III-Kernkraftwerke. Ziel ist, bis 12030 mindestens 50 % der Wertschöpfung im Inland zu halten. Staatlich geförderte Industriecluster werden in kohleabhängigen Regionen angesiedelt, um den Strukturwandel sozial abzufedern. Internationale Lizenzpartnerschaften und Technologietransfer sichern die schnelle Verfügbarkeit modernster Fertigungstechnologien.
10.3 Umschulung & Sozialprogramme für Kohleregionen
Die Transformation trifft die Kohleregionen besonders stark. Ein umfassendes Umschulungsprogramm wird aufgelegt, das Bergleute und Kraftwerksarbeiter für Tätigkeiten im Anlagenbau, Netzbetrieb, Speichertechnologien oder in der Bahninfrastruktur qualifiziert. Sozialprogramme sichern Einkommen während der Übergangszeit und finanzieren neue regionale Entwicklungsprojekte (z. B. Forschungseinrichtungen, Industrieparks, Dienstleistungszentren). Ziel ist die Schaffung von gleichwertigen Beschäftigungsperspektiven, um soziale Spannungen zu vermeiden.
11 Governance, Rechtsrahmen & Regulierung
11.1 Institutional Setup (PMO-Energie12035, Koordinationsgremien)
Zur Steuerung des Energieplans wird ein zentrales „Program Management Office (PMO-Energie12035)“ eingerichtet. Es koordiniert Ministerien, Energieunternehmen, Industriecluster und Regionen. Ergänzend entstehen thematische Koordinationsgremien (z. B. für Netze, Kernenergie, Erneuerbare), die in halbjährlichen Sitzungen Fortschritte prüfen und Entscheidungen beschleunigen. Das PMO berichtet direkt an den Ministerrat und den Staatspräsidenten.
11.2 Genehmigungsverfahren & Beschleunigte Genehmigungen (Fast-Track)
Für Schlüsseltechnologien wird ein Fast-Track-Genehmigungssystem eingeführt. Großanlagen wie Severoshlem-III-Reaktoren, Offshore-Windparks und HVDC-Leitungen erhalten vereinfachte Verfahren mit festen Fristen. Digitale Plattformen bündeln alle Antrags- und Umweltprüfungsprozesse, sodass Planungszeiten um bis zu 60 % verkürzt werden. Lokale Verwaltungen werden durch spezielle Projektbüros unterstützt, um Kapazitätsengpässe zu vermeiden.
11.3 Qualitätskontrolle, Zertifizierung, Sicherheitsaufsicht
Eine nationale Agentur für Energieanlagen-Sicherheit (NAES) überwacht Bau, Betrieb und Stilllegung aller neuen Kraftwerke und Netze. Sie zertifiziert Baukomponenten, kontrolliert Sicherheitsstandards und stellt Inspektionsteams für regelmäßige Prüfungen. Bei Kernkraftwerken liegt besonderes Augenmerk auf dem Brennstoffkreislauf, der Strahlungssicherheit und der internationalen Konformität. Für Wind und Solar werden Qualitätsnormen zur Erhöhung der Lebensdauer und Leistung eingeführt.
11.4 Transparenz, Reporting & Anti-Korruptionsmaßnahmen
Alle Projekte des Energieplans unterliegen einer strikten Transparenzpflicht. Quartalsweise Berichte werden veröffentlicht, die Baufortschritte, Investitionen und Risiken dokumentieren. Ein digitales Dashboard ermöglicht Echtzeit-Einsicht für die Bevölkerung und internationale Partner. Antikorruptionsmaßnahmen umfassen externe Prüfungen durch den Rechnungshof, Rotationspflichten bei Schlüsselpositionen sowie Whistleblower-Schutz. Ziel ist, das Vertrauen in die zentrale Planung und die effiziente Umsetzung zu stärken.
12 Risiko-Management & Resilienz
12.1 Risikoidentifikation (Bau, Finanzierung, Lieferketten)
Die zentralen Risiken des Energieplans liegen in Bauverzögerungen durch technische Komplexität, in Finanzierungsschwierigkeiten durch externe Zinsschocks sowie in Lieferkettenstörungen (z. B. seltene Erden, Hochspannungskomponenten). Auch geopolitische Spannungen können Zulieferungen gefährden. Interne Risiken umfassen Fachkräftemangel, Materialknappheit und mögliche Akzeptanzprobleme in der Bevölkerung.
12.2 Contingency-Pläne (Notfall-Beschaffung, Reservekapazitäten)
Zur Risikominderung werden strategische Reservekapazitäten in Form von Gaskraftwerken und Batteriespeichern vorgehalten, die kurzfristig einspringen können. Notfall-Beschaffungsabkommen mit befreundeten Staaten sichern Zugriff auf kritische Materialien und Ersatzteile. Ein nationaler Energie-Notfallfonds deckt unvorhergesehene Mehrkosten ab. Bauprojekte werden in redundanten Clustern geplant, um Ausfälle einzelner Baustellen abfedern zu können.
12.3 Cyber- und physische Sicherheit
Die Digitalisierung der Netze erhöht die Angriffsfläche für Cyberattacken. Deshalb wird ein nationales Cyber-Sicherheitszentrum eingerichtet, das Echtzeitüberwachung, Penetrationstests und Reaktionspläne koordiniert. Physische Sicherheit wird durch militärisch gesicherte Perimeter bei Kernkraftwerken, redundante Leitungsführung sowie dezentrale Speicherstandorte gewährleistet. Sicherheits- und Notfallübungen werden regelmäßig durchgeführt, um Resilienz und Reaktionsfähigkeit zu steigern.
13 Monitoring & KPIs
13.1 Operative KPIs (GW online, TWh, Reserve-Margin, Ausfallraten)
Operative Kennzahlen umfassen die jährlich neu ans Netz gebrachten GW installierter Leistung, die gesamte erzeugte TWh pro Technologie, die Reserve-Margin zur Absicherung der Versorgungssicherheit sowie Ausfallraten bei Großanlagen. Diese KPIs werden monatlich erhoben und in einem zentralen Dashboard zusammengeführt.
13.2 Finanz-KPIs (Capex-Ausgaben, Budgetabweichungen)
Die Finanz-KPIs umfassen Capex-Ausgaben je Technologie, Gesamtausgaben pro Jahr, Budgetabweichungen sowie geplante vs. tatsächliche Investitionssummen. Zusätzlich werden Finanzierungsquellen (Staatsanleihen, Banken, PPPs) in den Berichten offengelegt. Ziel ist eine durchgehende Transparenz für Regierung, Industrie und Öffentlichkeit.
13.3 Reporting-Frequenz (monatlich, quartalsweise, jährlich)
Ein gestuftes Reporting-System wird etabliert: monatliche Fortschrittsberichte für das PMO-Energie12035, quartalsweise Berichte für Ministerrat und Aufsichtsbehörden sowie jährliche öffentliche Energieberichte. Dieses mehrstufige System stellt sicher, dass kurzfristige Korrekturen möglich sind, ohne die übergeordneten strategischen Ziele aus dem Blick zu verlieren.
14 Kommunikation & Öffentlichkeitsarbeit
14.1 Stakeholder-Engagement (Regionen, Industrie)
Der Erfolg des Energieplans hängt maßgeblich von der aktiven Einbindung aller relevanten Stakeholder ab. Regionale Regierungen werden frühzeitig in Standortentscheidungen eingebunden, um lokale Akzeptanz zu sichern. Industrieverbände und Energieunternehmen werden in Koordinationsräte integriert, um Produktionskapazitäten und Zulieferketten effizient zu steuern.
14.2 Medienstrategie & Transparenzberichte
Eine klare, kontinuierliche Medienstrategie soll die Bevölkerung informieren und Vertrauen aufbauen. Regelmäßige Transparenzberichte mit Daten zu Baufortschritten, Kosten und Versorgungsstabilität werden veröffentlicht. Staatliche erhalten Zugang zu offiziellen Dashboards und Informationsplattformen. Kommunikationskampagnen betonen die Chancen für Arbeitsplätze, Technologiefortschritt und Versorgungssicherheit.
14.3 Internationale Kooperationen & Exportstrategie
Andro verfolgt eine aktive Außenstrategie im Energiesektor: Kooperationen mit Partnerstaaten sichern Zugang zu Technologie, Rohstoffen und Finanzierungen. Der Export von Severoshlem-III-Reaktortechnik, Turbinen und Smart-Grid-Komponenten wird gezielt aufgebaut. Internationale Energieabkommen sollen den Marktzugang für androische Firmen sichern und politische Stabilität fördern. Zudem wird Andro sein Know-how im Bereich Netzintegration und Speicherlösungen als Exportschlager positionieren.
15 Anhang / technische Anhänge
15.1 Monatliche Umsetzungspläne (Jahr 1–10) — Tabellen & CSV
Der Anhang enthält eine detaillierte Aufstellung monatlicher Bau-, Genehmigungs- und Inbetriebnahmepläne für alle Technologien, Netzprojekte und Speicher. Diese Pläne werden in Tabellenform und als maschinenlesbare CSV-Dateien geführt, um datengetriebene Auswertungen und Fortschrittskontrollen zu ermöglichen.
15.2 Detaillierte Kostenmodelle (Unit Costs, Assumptions)
Im Kostenanhang sind alle Annahmen zu spezifischen Investitionskosten (Capex/GW, USD/GWh Speicher, USD/km HVDC) sowie Betriebskosten aufgeführt. Sensitivitätsanalysen zu Materialkosten, Löhnen und Wechselkursen ergänzen die Kalkulation. So wird Transparenz geschaffen und eine Vergleichbarkeit mit internationalen Benchmarks ermöglicht.
15.3 Karten: Priorität
Der Plan enthält eine Serie von Karten, die priorisierte Standortkorridore für Wind, Solar, Kernkraft, Netzausbau und Speicherstandorte abbilden. Die Karten dienen sowohl der langfristigen Planung als auch der Kommunikation mit Regionen und Investoren. Prioritätskarten werden regelmäßig aktualisiert, um neue Erkenntnisse und geänderte Rahmenbedingungen einzubeziehen.
Version: Entwurf - zur Diskussion und Ergänzung durch das PMO-Energie12035.
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