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Der NEP ist ein zentrales Instrument für die Ausgestaltung eines klimaneutralen Stromsystems und hat weitreichende Auswirkungen auf…
17. August 2026
Der Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) begrüßt die Möglichkeit zur Stellungnahme im Rahmen der Konsultation des Netzentwicklungsplans (NEP) Strom 2037 mit Ausblick 2045, Version 2025.
Der NEP ist ein zentrales Instrument für die Ausgestaltung eines klimaneutralen Stromsystems und hat weitreichende Auswirkungen auf Investitionsentscheidungen, Systemkosten und die Integration erneuerbarer Energien. Vor diesem Hintergrund sieht der BEE in mehreren Punkten erheblichen Anpassungsbedarf und formuliert im Folgenden konkrete Kritikpunkte sowie daraus abgeleitete Forderungen.
Der BEE bittet dringend darum, diese Aspekte im Rahmen der Erarbeitung des nächsten Szenariorahmens 2026 zu berücksichtigen, um eine sachgerechte, zukunftsorientierte und energiewendekonforme Netzentwicklungsplanung sicherzustellen.
Im Entwurf des Szenariorahmens wird folgende Entwicklung der Stromerzeugung aus Biomas-se angenommen:
| 2023 | 2037 | 2045 | |
|---|---|---|---|
| Installierte Leistung (GW) | 9,1 | 5,0 | 3,0 |
| Volllaststunden pro Jahr | 5.077 | 3.000 | 3.000 |
| Stromerzeugung pro Jahr (TWh) | 46,1 | 15 | 9 |
Für die Stromproduktion aus Biomasse wird davon ausgegangen, dass die erzeugte Strommenge 2037 um ca. 70 Prozent und bis 2045 um ca. 80 Prozent im Vergleich zum aktuellen Anlagenpark (inkl. biogenem Anteil des Abfalls) abnehmen wird, was auf dem Umstand basiert, dass nicht nur die Leistungsannahmen sondern auch die zu Grunde liegenden Volllaststunden nach unten korrigiert wurden. Grundsätzlich ist eine Reduktion der Volllaststunden im Zuge einer Anlagenflexibilisierung richtig und sinnvoll, muss dann jedoch mit einer Erhöhung der installierten Leistung einhergehen um den Beitrag der bereitgestellten Arbeit konstant zu halten.
Biomasse nähme unter den aktuellen Annahmen langfristig nur eine marginale Rolle im Stromversorgungssystem ein. Diese extreme Annahme ist für den BEE nicht nachvollziehbar.
Irritierend ist die Annahme eines umfassenden Rückbaus an Biomassekraftwerken insbesondere vor dem Hintergrund, dass gleichzeitig der Bedarf an Erdgas- bzw. Wasserstoffkraftwerken nach Einschätzung der ÜNB stark zunehmen wird, was zu einer Leistungssteigerung in diesem Erzeugungssegment in allen Szenarien führt. Doch auch mit Biomassekraftwerken würde eine Technologie zur Verfügung stehen, die flexibel am Strommarkt eingesetzt werden kann. Im Gegensatz zu den geplanten Erdgaskraftwerken, sind Biomassekraftwerke bereits heute erneuerbar sowie nachhaltig und bedürfen keiner langwierigen Genehmigung und Umrüstung, die beim Ausbau von neuen Erdgas- bzw. Wasserstoffkraftwerken notwendig wäre. Zudem entfällt auch, gerade im Hinblick auf die Wasserstoffkraftwerke die entsprechende Entwicklung der benötigten Infrastruktur.
Im vorliegenden Entwurf zum Szenariorahmen wird zudem suggeriert, dass die Stromerzeugung aus Biomasse zurückgehen müsse, um das in der Biomasse gebundene CO2 in anderen Anwendungen nutzen zu können. Dies ist fachlich falsch, da sich eine (stoffliche) Nutzung des biogenen CO2 und eine Verwertung von Biomasse im Stromsektor nicht ausschließen. Je nach eingesetztem Substrat schwankt der Methangehalt im Roh-Biogas zwischen 50 und 65 Prozent. Daneben kommt CO2 mit einem Anteil von 35 bis 50 Prozent vor und andere Inhaltsstoffe wie Stickstoff, Wasser, Sauerstoff und Schwefelwasserstoff in geringen Konzentrationen. Durch diverse technische Verfahren können Methan und CO2 getrennt werden, was grundsätzlich im näheren Umfeld der Biogasanlage geschieht, da das Rohgas nicht über weite Strecken transportiert werden kann. Das CO2 kann nach der Aufbereitung für industrielle Anwendungen zur Verfügung stehen, während das Methan in der Regel ins Erdgasnetz eingespeist wird. Dort steht es zwar vielfältigen Nutzungsmöglichkeiten zur Verfügung, doch es spricht nichts gegen eine Nutzung im Stromsektor. Analoge Verfahren, um eine energetische Nutzung von Biomasse zur Stromerzeugung mit einer anderen Nutzung des biogenen CO2 zu verbinden, finden sich bei nahezu allen anderen Biomassesortimenten. Dazu zählt beispielsweise Rauchgasabscheidung bei Biomasse-Kraftwerke oder die Pyrolyse fester Biomasse, bei der der für die energetische Nutzung relevante Wasserstoffanteil abgespalten und als Nebenprodukt fester und/oder flüssiger Kohlenstoff anfällt.
Um den oben genannten Argumenten Rechnung zu tragen, sollte zumindest in einem Szenario angenommen werden, dass die aus Biomasse erzeugte Strommenge auch langfristig mindestens in etwa auf dem heutigen Niveau von 46 TWh verbleibt.
Insbesondere bei Biogasanlagen und Biomethan-BHKW, die den überwiegenden Teil der Stromerzeugung aus Biomasse ausmachen, geht eine Reduktion der Volllaststunden zum Zweck der Flexibilisierung mit einer Erhöhung der installierten Leistung einher. Reduziert beispielsweise eine Biogasanlage mit 1 MW ihre jährlichen Volllaststunden von 8.000 auf 2.000 pro, würde sie im Gegenzug ihre installierte Leistung auf 4 MW erhöhen, um die insgesamt produzierte Strommenge konstant zu halten. Die Leistungserhöhung geht in diesem Fall nicht mit einer Veränderung der benötigten Inputstoffe einher. Um dies abzubilden, sollte in allen Szenarien davon ausgegangen werden, dass die installierte Leistung der Bioenergieanlagen mit zunehmender Flexibilisierung des Anlagenparks steigt.
Wenn – wie von den ÜNB vorgeschlagen – angenommen wird, dass die mittleren Volllaststunden ab 2037 bei 3.000 liegen, wäre dies ein Anstieg der installierten Leistung auf 15 GW in 2037 und 2045.
Für eine weitere Diskussion der Annahmen zur Stromerzeugung aus Biomasse im Szenariorahmen sei auf die Stellungnahme des Fachverband Biogas e.V. verwiesen
Die im vorliegenden Entwurf zum Netzentwicklungsplan angenommenen Zahlen (127 bis 158 GW in 2037 und 143 bis 176 GW in 2045) befinden sich deutlich unterhalb des notwendigen Ambitionsniveaus.
In der vom BEE in Auftrag gegebenen und von den Fraunhofer IEE und ISE durchgeführten Strommarktdesignstudie wird davon ausgegangen, dass bis 2045 / 2050 eine installierte Leistung von 198 GW realistisch und notwendig ist.
Die im NEP angegebenen Ausbauzahlen (50 – 56 GW in 2037, 60 – 70 GW in 2045) bewertet der BEE als deutlich überhöht und weist auf die Gefahr höherer Abschattungseffekte und das zusehends erschwerte Investitionsumfeld hin. Bis 2037 erwartet der BEE eine maximale installierte Leistung von 35 GW.
Der BEE begrüßt, dass der vorliegende Entwurf zum NEP weiterhin einen ambitionierten Zubau von PV-Kapazität annimmt (ca. 350 GW in 2037, 400 bis 450 GW in 2045).
Das angenommene Ambitionsniveau entspricht in etwa den Zahlen, die in der vom BEE in Auftrag gegebenen und von den Fraunhofer IEE und ISE durchgeführten Strommarktdesign-studie als realistisch angenommen werden (ca. 450 GW in 2045/2050).
Die erneuerbare Stromerzeugung aus Wasserkraft wird in Tabelle 1 des vorliegenden Entwurfs des Netzentwicklungsplans in einer Größenordnung von insgesamt 4,6 GW installierter Leistung mit weitestgehend konstanter Entwicklung unterstellt. Der BEE kritisiert, dass es im Vergleich zum letzten Netzentwicklungsplan 2023 zu einer Senkung des angenommenen Bestands sowie der Zahlen für die Zieljahre 2037 und 2045 um 0,7 GW gekommen ist.
In Abbildung 16 „Installierte Leistungen je Bundesland im Szenario A 2045“ hat sich darüber hinaus ein Fehler eingeschlichen. Hier wurde es versäumt, die Mengen für das Bundesland Sachsen und den Import aus Österreich einzutragen, weswegen sich fälschlicherweise sogar nur eine Summe von 4,0 GW ergibt.
Warum innerhalb von 2 Jahren 40% der Speicherwasserkapazitäten und mehr als 8% der Laufwasserkraft entfallen sein sollen ist nicht nachvollziehhbar. Hier sollte dringend offen gelegt werden, auf welcher Datengrundlage und Entwicklung diese Angaben für die Wasserkraft beruhen.
Die Wertigkeit der Stromerzeugung aus Wasserkraft bemisst sich für den BEE nicht nur an der Höhe der installierten Leistung und ihrem Anteil an der Stromerzeugung insgesamt, sondern vielmehr an seiner Qualität und hohen Bedeutung für das Erneuerbare Energiesystem der Zukunft. So werden durch die Wasserkraft, die mit rd. 755 g CO2-Vermeidung/kWh über das höchste spezifische CO2-Einsparpotenzial aller Energieerzeugungsformen verfügt, schon heute deutschlandweit mehr als 15 Mio. t CO2 p. a. und damit fast 8 % der CO2-Emissionen in Deutschland vermieden. Vor allem zeichnet sich Strom aus Wasserkraft aber durch seine stetige und verlässliche Verfügbarkeit aus, die es ermöglicht, einen Teil der schwankenden Einspeisung von Wind- und Solarenergie auszugleichen. Zudem kann die Wasserkraft vielfältige Netzdienstleistungen wie die Bereitstellung von schneller und flexibler Regelenergie, Momentanreserve, Notstromreserve, Blindleistung etc. anbieten und damit zur Sicherung eines stabilen, sicheren und kostengünstigen Versorgungssystems der Zukunft beitragen.
Damit die Wasserkraft jedoch ihrer Rolle für die Energiewende gerecht werden kann, müssen jetzt die richtigen politischen Weichenstellungen erfolgen. Dabei steht neben der Sicherung des derzeitigen Anlagenparks von rd. 7.600 die Erschließung noch bestehender Potenziale zur Erhöhung des Leistungsbeitrags der Wasserkraft im Vordergrund. Letztere bestehen vor allem in der Modernisierung vieler Bestandsanlagen (Repowering durch technische Verbesserung und Digitalisierung), aber auch im ökologisch verträglichen Ausbau der Wasserkraft durch die Reaktivierung von Anlagen an bereits bestehenden Wehranlagen. Technische Lösungen wie Fischschutz und Fischwege sichern dabei den Artenschutz und eine gewässerökologisch verträgliche Stromerzeugung. Im Zusammenhang mit der zunehmenden Digitalisierung und Automatisierung der Versorgungsnetze verfügt die Wasserkraft somit noch über ein hohes Innovations- und Transformationspotenzial, das es gilt, für die Zukunft zu nutzen.
Der BEE begrüßt die vorgenommene Anhebung des Stromverbrauchs durch die Sektorenkopplung im Szenario C im Vergleich zum NEP 2023-2037. Die Werte des Szenario C entsprechen den notwendigen Pfaden für ein klimaneutrales Energiesystem und stehen im Einklang mit den Ergebnissen der BEE-Strommarktdesignstudie (Fraunhofer IEE/ISE). Die stärkere Berücksich-tigung von Elektrofahrzeugen, der steigende Strombedarf von Rechenzentren sowie die Anhebung der heimischen Elektrolysekapazitäten sind essenziell, um die fortschreitende Elektrifizierung der Sektoren Industrie, Gebäude und Verkehr realitätsnah abzubilden.
Die Annahmen für die Elektrifizierung des Wärme- und Verkehrssektor im Szenario B stimmen nahezu mit den Werten in Szenario C überein. Der zukünftige Stromverbrauch für die Elektrolyse, für Rechenzentren und die Industrie wird aber im Szenario B unterschätzt, so dass der Stromverbrauch fast 100 TWh niedriger als im Szenario C ausfällt.
Im Szenario A sind die Stromverbrauchswerte am niedrigsten und weisen eine sehr hohe Differenz von über 300 TWh gegenüber Szenario C und der Strommarktdesignstudie des BEE auf. Dadurch würde eine Fehlplanung entstehen, die die notwendige Transformation und Notwendigkeit für die Elektrifizierung aller Sektoren unterschätzt.
Der BEE beanstandet insbesondere:
Der BEE betrachtet die in den Szenarien B und C angenommene Anzahl von E-PKW im Jahr 2045 und den daraus resultierenden Stromverbrauch als notwendig an, um die Klimaschutzziele zu erreichen. Dieser Schluss ergibt sich aus dem Vergleich mit den BEE-Mobilitätsszenarien. Die Bestandswerte für elektrische Fahrzeuge in den Szenarien B und C entsprechen den Ergebnissen des ambitioniertesten Szenarios AMBIT der BEE-Mobilitätsszenarien für das Jahr 2045. Bei einer deutlich geringeren Elektrifizierung des Verkehrssektors, wie sie im Szenario A angenommen wird, bleibt eine zu große Deckungslücke bestehen, die geschlossen werden muss, um die Minderungsziele des Klimaschutzgesetzes zu erfüllen.
Im Szenario B verläuft die Elektrifizierung bis 2037 langsamer als im Szenario C, wodurch bis 2037 ebenfalls eine große Deckungslücke entsteht, die im Vergleich zum Szenario A halb so hoch ausfällt.
Das TREND-Szenario der BEE-Mobilitätsszenarien verdeutlicht die daraus resultierenden Konsequenzen für den Bedarf an E-Fuels. Im TREND-Szenario beträgt der zusätzliche Bedarf für regenerative Kraftstoffe im Jahr 2045 13,6 Millionen Tonnen Rohöleinheiten (RÖE), um zusätzliche Emissionen von 42 Millionen Tonnen CO₂-Äquivalent im Vergleich zum erforderli-chen Klimaschutzpfad zu vermeiden. Da dieses Szenario von 36 Millionen E-PKW im Jahr 2045 ausgeht, wird der E-Fuel-Bedarf im Szenario A des vorliegenden Szenariorahmens mit lediglich 23,9 Millionen E-PKW erheblich höher ausfallen. Es bleibt jedoch unklar, ob ausrei-chende Mengen an E-Fuels dafür zur Verfügung stehen werden.
Zum Vergleich: Für die im BEE-TREND-Szenario erforderliche Menge an E-Fuels im Jahr 2030 müssten 3,8 Millionen Tonnen Wasserstoff (H₂) produziert werden. Dieser Wert entspricht 10 % der globalen Wasserstoffproduktion im Jahr 2030, vorausgesetzt, dass alle zugesagten, geplanten und angekündigten Projekte mit einer Gesamtmenge von 38 Millionen Tonnen Wasserstoff bis dahin realisiert werden. Selbst im Szenario AMBIT, das hinsichtlich der E-Mobilität weitgehend mit Szenario C übereinstimmt, müssen trotz sehr ambitionierter Annahmen zu E-Mobilität, Effizienz und Verkehrsverlagerung zusätzliche Mengen an Biokraftstoffen und E-Fuels von nahezu 8 Millionen Tonnen RÖE pro Jahr eingesetzt werden, um die erforderliche Treibhausgasreduktion gemäß Klimaschutzgesetz zu erreichen.
Ein wesentlicher Fortschritt im aktuellen Entwurf des NEP ist die Berücksichtigung detaillierter Lastprofile für Elektro-PKW und Elektro-LKW, die auf den Ergebnissen der Fraunhofer-Studie basieren. Der BEE stuft diese Annahmen als plausibel ein; insbesondere die modellierten Lastgänge sowie die prozentualen Anteile von Depot- und Autobahnladen erscheinen realistisch und fundiert. Positiv hervorzuheben ist zudem die methodische Verbesserung. Da der Ausbau von Oberleitungs-LKW als unrealistisch einzustufen ist, wird konsequenterweise auf deren Berücksichtigung verzichtet und der Fokus stattdessen vollständig auf batterieelektrische LKW (BEV-LKW) gelegt.
In diesem Zusammenhang unterstreicht der BEE erneut die hohe Dringlichkeit eines beschleu-nigten Infrastrukturausbaus auf regionaler und lokaler Ebene. Dies gilt insbesondere für die ambitionierten Annahmen zum flexiblen Laden von Elektro-PKW: Um die prognostizierte Flexibilität von bis zu 16 GW bis zum Jahr 2045 während der Mittagsstunden realisieren zu können, muss die notwendige Ladekapazität vordringlich am Arbeitsplatz bereitgestellt werden. Auch für das Depot- und Autobahnladen sieht der Verband erhebliche Herausforderungen, die eine zeitnahe und koordinierte Planung der Netzanschlüsse erfordern.
Der BEE hält die Annahmen für die Berechnung des Stromverbrauchs von Wärmepumpen in den Szenarien grundsätzlich für plausibel.
Der BEE begrüßt, dass in den Szenarien B und C im Vergleich zum letzten Szenariorahmen 2023 zu einer deutlichen Erhöhung der angenommenen heimischen Elektrolysekapazitäten gekommen ist.
Dennoch befinden sich auch die jetzt, insbesondere für das Zieljahr 2045 angesetzten Zahlen am unteren Ende des Ambitionsniveaus. Nach Berechnungen der vom BEE in Auftrag gegebenen und von den Fraunhofer IEE und ISE durchgeführten Strommarktdesignstudie sind bei Setzung eines entsprechenden regulatorischen Rahmens inländische Elektrolysekapazitäten von bis zu 100 GW in 2045 / 2050 realistisch.
Der BEE begrüßt ausdrücklich, dass der Netzentwicklungsplan (NEP) die wachsende Bedeutung der digitalen Infrastruktur anerkennt und in den Szenarien B und C einen sehr deutlichen Anstieg des Stromverbrauchs für Rechenzentren bis zum Jahr 2037 annimmt. Aufgrund der heutigen sehr Entwicklung wird vom BEE der höhere Bedarfswert im Szenario C als plausibel und notwendigen Richtwert für den NEP angesehen. Der im Szenario A unterstellte Zuwachs ist dagegen deutlich zu niedrig, um der tatsächlichen Dynamik des Sektors gerecht zu werden.
Die in allen Szenarien angenommenen Entwicklungspfade nach 2037 sind dagegen nicht realistisch. Es ist nicht nachvollziehbar, warum der Strombedarf für Rechenzentren in allen Szenarien ab diesem Zeitpunkt bis zum Jahr 2045 auf einem gleichbleibenden Niveau stagniert. Eine technologische Stagnation über fast ein Jahrzehnt erscheint vor dem Hintergrund des aktuellen Wachstums äußerst unrealistisch. Diese methodische Annahme unterschätzt die massiven technologischen Umbrüche, die wir derzeit erleben, wie das aktuelle Beispiel der Künstlichen Intelligenz (KI) verdeutlicht. Die rapide Zunahme des Stromverbrauchs durch KI-Anwendungen und die dafür notwendigen Rechenkapazitäten wurden lange Zeit übersehen oder unterbewertet. Solche Prognosefehler machen es zwingend erforderlich, in die Szenarien Puffer einzubauen, um nicht vorhersehbare, aber hochdynamische Entwicklungen abzubilden.
Die Relevanz dieses Sektors wird sowohl durch die neue Hightech-Agenda der Bundesregierung als auch durch die stark wachsenden Netzanschlussbegehren bei den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) untermauert, die bereits heute einen erheblichen Zubau signalisieren. Während viele ältere Leitstudien wie die „dena-Leitstudie“, der „Ariadne-Klimaschutzbericht“ oder die Agora-Studie „Klimaneutral 2050“ den Strombedarf von Rechenzentren kaum thematisierten, belegen aktuelle Daten einen Trend zur massiven Steigerung.
Der globale Trend stützt die Notwendigkeit nach ambitionierteren Langfrist-Szenarien. So geht die Internationale Energieagentur (IEA) in ihrem Basisszenario von einer Verdopplung des weltweiten Strombedarfs für Rechenzentren und Netze von 415 TWh im Jahr 2024 auf 945 TWh bis 2030 aus. Auch für Deutschland erwarten Analysen ein deutliches Wachstum. Das Borderstep Institut berechnet in seiner Studie für den IT-Verband Bitkom einen Anstieg auf 31 TWh bis 2030, wobei eine Bandbreite von bis zu 37 TWh möglich ist – ein Wert, der auch in die BEE-Stromverbrauchsanalyse eingeflossen ist. Eine Untersuchung des Fraunhofer ISE bestätigt diese Entwicklung und prognostiziert für die deutschen Rechenzentren einen Anstieg auf 34,5 TWh im Jahr 2030
Der BEE begrüßt, dass die Übertragungsnetzbetreiber im vorliegenden NEP-Entwurf bei der Offshore-Netzanbindung das Prinzip der Überbauung anwenden und dabei von einer rein leistungsbezogenen Auslegung der Netzanschlusspunkte zu einer erzeugungsbasierten Betrachtung übergehen. Diese Vorgehensweise trägt der zeitlichen Struktur der Offshore-Winderzeugung Rechnung und ermöglicht eine höhere Auslastung der vorhandenen Netzinfrastruktur.
Die vom BEE vorgelegte Studie zu Netzverknüpfungspunkten zeigt jedoch, dass die systemischen Vorteile der Überbauung nicht auf OffshoreWind beschränkt sind, sondern technologieübergreifend wirksam werden können. Insbesondere bei Photovoltaik und Windenergie an Land, aber auch in Kombination mit elektrischen Speichern, erlaubt eine erzeugungsbasierte Dimensionierung der Netzanschlüsse eine effizientere Nutzung von Netzkapazitäten, eine Reduktion von Einspeisemanagementmaßnahmen sowie eine Entlastung der überlagerten Netzebenen.
Voraussetzung hierfür ist eine netzebenenübergreifende Planungsperspektive, bei der Annahmen zur Überbauung auf der Verteilnetzebene konsistent in die Netzentwicklungsplanung der Übertragungsnetze einfließen.
Der BEE fordert daher, dass die Übertragungsnetzbetreiber im weiteren Verfahren systematisch prüfen, in welchem Umfang das Prinzip der Überbauung auch für weitere erneuerbare Erzeugungstechnologien und Speicher in den Szenarien und Netzberechnungen des NEP berücksichtigt werden kann. Zudem sollte im NEP-Entwurf transparent dargestellt werden, wie die hierfür notwendige enge Abstimmung mit den Verteilnetzbetreibern erfolgt, welche Datengrundlagen und Modellannahmen zugrunde gelegt werden und wie entsprechende Effekte auf Netzausbaubedarf und Engpasssituationen bewertet werden.
Der BEE sieht die im NEP-Entwurf zugrunde gelegte Annahme einer „geringeren inländischen und damit strom- und kostenintensiven Erzeugung von Wasserstoff“ (Seite 244 des vorliegenden Entwurfs) kritisch. Diese Prämisse reduziert Elektrolyse im Kern auf einen zusätzlichen Stromverbrauchsfaktor und verengt damit den Blick auf kurzfristige Kostenwirkungen. Sie wird der strategischen Bedeutung heimischer Elektrolysekapazitäten für ein klimaneutrales, resilientes und integriertes Energiesystem nicht gerecht und birgt die Gefahr, ihren Beitrag zur Systemstabilität und Netzintegration erneuerbarer Energien systematisch zu unterschätzen.
Vor diesem Hintergrund kritisiert der BEE, dass die in den vorliegenden Szenarien angesetzten heimischen Elektrolysekapazitäten insgesamt zu niedrig ausfallen. Selbst das ambitionierteste Szenario C 2045 verbleibt mit 70 GW am unteren Rand des notwendigen Ausbauniveaus. Nach Berechnungen der vom BEE in Auftrag gegebenen und von den Fraunhofer-Instituten IEE und ISE durchgeführten Strommarktdesignstudie sind bei Setzung eines geeigneten regulatorischen Rahmens hingegen inländische Elektrolysekapazitäten von bis zu 100 GW im Zeitraum 2045/2050 realistisch und systemisch sinnvoll.
Ein stärkerer Ausbau heimischer Elektrolysekapazitäten ist dabei nicht allein zur Verringerung der Wasserstoffimportabhängigkeit geboten. Elektrolyseure stellen dem Stromsystem zugleich hochflexible Lasten zur Verfügung und können damit einen wesentlichen Beitrag zur Netzstabilisierung und zur Integration fluktuierender erneuerbarer Energien leisten. Darüber hinaus ermöglichen sie die Bereitstellung von grünem Wasserstoff als zentralem Inputfaktor für wasserstofffähige Gaskraftwerke, die perspektivisch eine Schlüsselrolle bei der Sicherstellung der Versorgungssicherheit in einem klimaneutralen Stromsystem einnehmen.
Damit die auch von den ÜNB in ihrem Entwurf zum Netzentwicklungsplan beschriebene hohe potentielle Netzdienlichkeit von Elektrolyseuren tatsächlich realisiert werden kann, muss die Standortwahl derselben konsequent an geeigneten Kriterien ausgerichtet werden.
Die Übertragungsnetzbetreiber weisen im NEP-Entwurf zutreffend darauf hin, dass im Modell ein zusätzlicher, netzdienlicher Zubau von Elektrolysekapazitäten erfolgt, dessen Standorte mit dem Ziel optimiert werden, neue Engpässe im Übertragungsnetz zu vermeiden. Diese Annahme setzt jedoch voraus, dass in der Praxis auch hinreichende ökonomische und regulatorische Anreize bestehen, die Investitionsentscheidungen entsprechend zu lenken.
Derzeit fehlen jedoch ausreichende lokale Signale, um einen netzdienlichen Elektrolysezubau tatsächlich sicherzustellen. Ohne eine geeignete Ausgestaltung des regulatorischen Rahmens – etwa durch regional differenzierte Stromnetzentgelte oder andere standortwirksame Anreizmechanismen – ist davon auszugehen, dass sich der Ausbau von Elektrolysekapazitäten primär an industriepolitischen oder infrastrukturellen Kriterien orientiert und weitgehend unabhängig von bestehenden Netzengpässen erfolgt. Dies birgt das Risiko erheblicher zusätzlicher Systemkosten, da netzentlastende Potenziale ungenutzt bleiben und stattdessen zusätzlicher Netzausbaubedarf entsteht.
Der BEE hält es daher für erforderlich, dass die im NEP unterstellten netzdienlichen Annahmen durch geeignete regulatorische Instrumente flankiert werden und deren Umsetzungsperspektive im weiteren Verfahren klar benannt wird.
Der BEE begrüßt, dass die vorliegenden Szenarien im Gegensatz zu den BMWK-Langfristszenarien einen weiteren starken Zubau sowohl der Groß- als auch der Kleinbatteriespeicher in den kommenden Jahren annehmen.
Nicht nachzuvollziehen ist jedoch, warum für den Zeitraum zwischen 2037 und 2045 bei den Großbatteriespeichern kein weiterer Ausbau angenommen wird.
Die Annahme eines zunächst steigenden aber dann ab 2037 gänzlich stagnierenden Ausbaus an Großbatteriespeicher-Kapazitäten entspricht nicht der aktuellen Studienlage, wie die untenstehende Grafik von Frontier Economics zeigt, in der die Ausbau-Annahmen aktueller Netzentwicklungspläne und Studien gegenüberstellt werden. Auch was die absolute Höhe des Ausbaus von Großbatteriespeichern betrifft liegen die vorliegenden Szenarien im Vergleich zu anderen aktuellen Marktsimulationen am unteren Ende.
Abbildung: Angenommene installierte Kapazität an Großbatteriespeichern, Quelle: Frontier Economics
Der starke Rückgang der Herstellungskosten für Batteriespeicher in den vergangenen Jahren sowie die zu erwartende weitere Kostensenkung werden in den kommenden Jahren auf eine steigende Nachfrage stoßen. Es kann deshalb mit einem deutlich zunehmenden jährlichen Zubau an Batteriespeichern weltweit gerechnet (siehe Grafik von Bloomberg NEF unten) und davon ausgegangen werden, dass Deutschland diesem internationalen Trend folgt.
Die Annahme eines abflachenden Ausbaus an Großbatteriespeichern und zum geringeren Maße auch von Kleinbatteriespeichern ist daher nicht tragbar und sollte korrigiert werden.
Aus Sicht des BEE sollten Batteriespeicher von den Übertragungsnetzbetreibern zudem deutlich stärker als netzdienliche Alternative zum klassischen Netzausbau und zur Reduzierung von Redispatch-Maßnahmen berücksichtigt werden. Insbesondere sollten Batteriespeicher im Rahmen der Kostenoptimierung des Netzausbaus systematisch als eigenständige Netzbetriebsmittel geprüft werden. Hierdurch ließen sich potenziell erhebliche Reduktionen des Netzausbaubedarfs und der damit verbundenen Kosten realisieren. Seit dem NEP 2023 haben sich die Kosten des bestätigten Netzes bis zum NEP 2025 innerhalb von nur zwei Jahren um rund 36 Prozent erhöht (Seite 244 des vorliegenden Entwurfs). Im gleichen Zeitraum sind die Investitionskosten für Batteriespeicher deutlich gesunken. Diese gegenläufigen Kostenentwicklungen werden im NEP bislang nicht ausreichend abgebildet. Aus BEE-Sicht ist es daher erforderlich, Batteriespeicher konsequent in die Kosten-Nutzen-Bewertungen einzubeziehen und ihre potenzielle Rolle als netzdienliche Alternative oder Ergänzung zum Netzausbau im weiteren Verfahren systematisch zu untersuchen.
Ein weiterer kritischer Punkt in der aktuellen Netzplanung betrifft die Annahmen zum Demand Side Management (DSM). Mit gerade einmal 10 Volllaststunden pro Jahr (VLH/a) für das Jahr 2037 und lediglich rund 160 VLH/a für 2045 sind die Einsatzzeiten für die Lastflexibilisierung im Netzentwicklungsplan (NEP) viel zu niedrig angesetzt. Der BEE kritisiert diese konservative Modellierung, da sie das reale technische und wirtschaftliche Potenzial der Laststeuerung im Industrie- und Gewerbesektor sowie bei privaten Haushalten massiv unterschätzt. Hinzu kommt, dass neue Versorgungsmodelle wie die direkte Belieferung industrieller Verbraucher durch erneuerbare Erzeugungsanlagen (z. B. über Power-Purchase-Agreements oder Direktleitungen) zunehmend an Bedeutung gewinnen. Solche Modelle ermöglichen eine besonders flexible und systemdienliche Lastführung, die Lastspitzen reduziert und Netzengpässe vermei-det. Diese Potenziale der Industriedirektbelieferung werden im NEP bislang nicht berücksichtigt und führen dazu, dass die tatsächlichen DSM-Möglichkeiten im zukünftigen Stromsystem systematisch unterbewertet werden. In diesem Zuge könnten auch potenziell abzuregelnde erneuerbare Energiemengen einer Nutzung zugeführt werden.
Die Annahmen für die Nutzung von Elektrokesseln und Wärmepumpen zur Erzeugung von Fernwärme erscheint dem BEE realistisch und entspricht den Annahmen der BEE-Wärmebilanz.
Der BEE sieht kritisch, dass im vorliegenden NEP-Entwurf auch im Zieljahr 2037 weiterhin Erdgas-Kraftwerke eine zentrale Rolle zur Absicherung der Stromversorgung einnehmen sollen. Diese Annahme greift aus Sicht des BEE zu kurz und unterschätzt die vorhandenen und künftig verfügbaren Alternativen eines dezentralen, erneuerbaren Backup-Systems.
In mehreren Stellungnahmen hat der BEE dargelegt, dass die Versorgungssicherheit in einem weitgehend erneuerbaren Stromsystem nicht primär durch wenige zentrale fossile Kraftwerke gewährleistet werden muss, sondern durch das Zusammenspiel zahlreicher dezentraler Optionen. Hierzu zählen insbesondere flexible Bioenergieanlagen, KWK auf Basis erneuerbarer Gase, Speichertechnologien, steuerbare erneuerbare Erzeugung, Lastflexibilität sowie ein netz- und systemdienlicher Betrieb von Elektrolyseuren. Diese dezentralen Backup-Optionen können räumlich verteilt, bedarfsgerecht und mit deutlich geringeren systemischen Risiken zur Versorgungssicherheit beitragen.
Die fortgesetzte zentrale Rolle von Erdgaskraftwerken im NEP birgt hingegen das Risiko, fossile Abhängigkeiten zu verfestigen, Investitionsanreize in erneuerbare Flexibilitätsoptionen zu schwächen und langfristig höhere Systemkosten zu verursachen. Der BEE hält es daher für erforderlich, die Potenziale eines dezentralen, erneuerbaren Backup-Systems in der Netzentwicklungsplanung stärker zu berücksichtigen.
Der BEE begrüßt, dass die Volllastunden für die Onshore-Windenergie gegenüber dem letzten Szenariorahmen 2023 um jeweils 200 h/a auf nunmehr 2.600 h/a bzw. 2.700 h/a erhöht wurden.
Der BEE hält die im NEP-Entwurf angesetzten Volllastunden für die Offshore-Windenergie für plausibel.
Die im Netzentwicklungsplan (NEP) getroffene Annahme von 3.000 Vollbenutzungsstunden (VLH) für die Bioenergie ist im Hinblick auf ein klimaneutrales Stromsystem kritisch zu hinter-fragen. Aus Sicht des BEE und der Bioenergiebranche widerspricht diese Annahme der notwendigen Transformation der Bioenergie hin zu einer hochflexiblen, steuerbaren Residuallast.
Um die schwankende Erzeugung aus Wind und Sonne effektiv auszugleichen, fordert der BEE eine deutlich stärkere Flexibilisierung durch Überbauungsfaktoren im Bereich von 4 bis 6. Ein solcher Ausbau der installierten Leistung ermöglicht es Biogasanlagen, als CO2-neutrales Backup gezielt in Zeiten mit geringer Windenergie- und Photovoltaik-Einspeisung einzuspringen, statt eine kontinuierliche Grundlast bereitzustellen.
Eine Modellierung mit 3.000 VLH unterschätzt den Bedarf an gesicherter, steuerbarer Leistung im Übertragungsnetz massiv. Die reale Fahrweise flexibilisierter Anlagen wird sich perspektivisch eher im Bereich von 1.000 bis 2.000 VLH bewegen (entsprechend dem Überbauungsfaktor 4–6). Der BEE fordert daher, die Szenarien des NEP an die von der Bioenergiebranche empfohlenen Flexibilisierungsgrade anzupassen, um die Netzinfrastruktur auf die tatsächlichen Anforderungen eines dezentralen und hochflexiblen Kraftwerksparks vorzubereiten.
Ein kritischer Blick auf die regionalisierten Daten des Netzentwicklungsplans zeigt die methodische Inkonsistenzen bei der Bestimmung der Volllaststunden für steuerbare Erzeuger, was der BEE als deutliches Defizit in der aktuellen Modellierung kritisiert. Auffällig ist, dass die VLH für Technologien wie Bioenergie und Wasserkraft, Abfall sowie Erdgas und sonstige Erzeuger auf Bundeslandebene fast ausschließlich als „runde“ Zahlenwerte ausgewiesen werden. Dieser Beobachtung legt nahe, dass diese Werte im Gegensatz zu anderen Flexibilitätsoptionen wie Wasserstoff-Kraftwerken (H2) oder Batteriespeichern nicht als endogene Größen aus einer marktbasierten Simulation der Residuallast hervorgegangen sind. Der BEE sieht hierin eine methodische Vereinfachung, die der tatsächlichen Systemrelevanz der Bioenergie und Wasserkraft nicht gerecht wird. Wären die Einsatzzeiten dieser Anlagen das Ergebnis einer systemischen Optimierung – also einer direkten Reaktion auf die tatsächliche Einspeisung fluktuierender Erneuerbarer Energien –, müssten sich zwangsläufig regional und zeitlich hochvariable Werte ergeben.
Die Verwendung solcher fixen, pauschalen Annahmen führt jedoch zu einer statischen und realitätsfernen Abbildung des Kraftwerksparks, die erhebliche Auswirkungen auf die Planungs-sicherheit hat. Zum einen entsteht dadurch eine Verzerrung der Residuallastdeckung, da Bioenergieanlagen starr mit 3.000 VLH „gesetzt“ werden. Hier kritisiert der BEE deutlich, dass die Anlagen so ihre systemische Funktion als hochflexible Backup-Kapazität in der Simulation nicht entfalten können. Ihre Fähigkeit, mit den vom BEE und der Bioenergiebranche geforderten Überbauungsfaktoren von 4 bis 6 gezielt auf geringe Wind- und PV-Einspeisungen zu reagieren (siehe vorheriges Kapitel), wird durch diese methodische Starrheit unterdrückt.
Dem Modell fehlt durch diese Herangehensweise auch die notwendige Dynamik für die Modellierung der Wasserkraft.
In den vorliegenden Szenarien des NEP-Entwurfs entwickelt sich Deutschland zu einem bedeutenden Netto-Stromimporteur innerhalb Europas. Die angenommenen Importmengen nehmen dabei zwischen 2037 und 2045 weiter deutlich zu und erreichen insbesondere im Szenario B 2045 ein hohes Niveau.
Diese Annahmen stehen jedoch nur eingeschränkt im Einklang mit den jüngsten Entwicklungen. Zwar ist Deutschland seit 2023 bilanziell Netto-Stromimporteur, gleichzeitig ist der Netto-Stromimport im Jahr 2025 im Vergleich zum Vorjahr um rund 20 Prozent zurückgegangen – und dies trotz eines der windschwächsten Jahre der letzten zwei Jahrzehnte. Vor dem Hinter-grund des weiterhin dynamischen Ausbaus erneuerbarer Energien, insbesondere von Photovol-taik und Wind an Land mit einem erwarteten jährlichen Zubau von rund 20 GW, ist vielmehr von einem sinkenden Importanteil auszugehen.
Darüber hinaus zeigen die Ergebnisse der vom BEE in Auftrag gegebenen und von den Fraunhofer-Instituten IEE und ISE durchgeführten Strommarktdesignstudie, dass Deutschland bei Setzung eines geeigneten regulatorischen Rahmens für Flexibilitäten sowie bei konsequen-ter Umsetzung des erforderlichen Ausbaus erneuerbarer Energien – wie bereits in früheren Jahren – in den 2040er und 2050er Jahren wieder zu einem Netto-Stromexporteur werden kann. Die im NEP unterstellte Entwicklung zu dauerhaft hohen Importmengen erscheint vor diesem Hintergrund aus Sicht des BEE nicht hinreichend begründet.
Der NEP setzt bei Innovationen überwiegend auf netzseitige Maßnahmen, die darauf abzielen, bestehende Netzstrukturen effizienter auszulasten und Engpässe kurzfristig zu managen. Diese Weiterentwicklungen sind grundsätzlich sinnvoll, greifen jedoch zu kurz, wenn sie nicht durch systemische Innovationen ergänzt werden.
Ein Stromsystem, das künftig weitgehend auf erneuerbaren Energien basiert, erfordert einen Paradigmenwechsel hin zu einem erneuerbaren-geführten Netzbetrieb. Zwar werden in einzelnen Kapiteln – etwa in Kapitel 4.3.5 – Großbatteriespeicher sowie die zunehmende Bedeutung der Offshore-Windenergie berücksichtigt, jedoch erfolgt dies überwiegend aus der Perspektive netztechnischer Betriebsmittel. Die Potenziale dieser Technologien als systemprägende Elemente eines erneuerbaren Energiesystems werden bislang nicht ausreichend ausgeschöpft.
Großbatteriespeicher werden primär zur kurzfristigen Netzstützung und Engpassbewirtschaftung betrachtet, nicht jedoch als marktbasierte Flexibilitätsoptionen zur Integration erneuerbarer Erzeugung und zur nachhaltigen Reduktion von Netzausbaubedarf. Auch Offshore-Wind wird vor allem als zusätzliche Einspeisemenge in das bestehende Netz integriert, ohne seine Rolle für systemdienliche Fahrweisen, sektorübergreifende Nutzung oder die Kopplung mit Flexibilitätsoptionen wie Speichern oder Elektrolyseuren konsequent mitzudenken.
Zudem bleibt unklar, inwieweit künftige Flexibilitätsmärkte oder weiterentwickelte Marktmechanismen zur Aktivierung netz- und systemdienlicher Flexibilität in die Netzentwicklungsplanung einbezogen werden. Ohne eine solche systemische Perspektive besteht die Gefahr, dass zentrale erneuerbare Erzeugungs- und Speichertechnologien gegenüber klassischen netzseitigen Maßnahmen strukturell unterbewertet werden. Damit bleibt der Plan hinter den Anforde-rungen eines transformierten, dezentralen und flexiblen Energiesystems zurück.
Der BEE begrüßt ausdrücklich die im vorliegenden NEP-Entwurf vorgesehene Einführung einer digitalen Projektbibliothek. Die digitale, zentral zugängliche Darstellung der Netzausbaumaßnahmen stellt einen wichtigen Schritt hin zu mehr Transparenz, Nachvollziehbarkeit und Aktualität dar. Insbesondere vor dem Hintergrund des zunehmenden Umfangs und der Komplexität der Maßnahmen erleichtert eine digitale Projektübersicht den fachlichen Austausch sowie die Beteiligung von Öffentlichkeit und Stakeholdern und leistet damit einen Beitrag zur Akzeptanz der Netzentwicklungsplanung.
Ebenfalls positiv bewertet der BEE die mit dem NEP-Entwurf einhergehenden Schritte zur Entbürokratisierung, insbesondere den Verzicht auf redundant dargestellte Angaben sowohl im Onshore- als auch im Offshore-Bereich. Der Abbau von Doppelungen erhöht die Übersichtlich-keit der Maßnahmenübersicht und ermöglicht eine stärkere Fokussierung auf die tatsächlich entscheidungsrelevanten Informationen. Dies trägt zu einer effizienteren Konsultation bei und ist vor dem Hintergrund der ambitionierten Ausbauziele ausdrücklich zu begrüßen.
Kritisch sieht der BEE die weiterhin ausschließliche Einstufung der Maßnahmen in die beste-henden NOVA-Kategorien. Diese Bewertungslogik stammt aus einer Zeit, in der Netzentwick-lung im Wesentlichen als Frage von Optimierung, Verstärkung oder Ausbau bestehender Infrastrukturen verstanden wurde. Für ein Stromsystem, das künftig weitgehend auf erneuerbaren Energien, Flexibilität, Speichern und digitaler Steuerung basiert, ist diese Einordnung nicht mehr ausreichend. Die NOVA-Kategorisierung bildet weder den systemischen Beitrag von Flexibilitätsoptionen noch den zunehmenden Einsatz digitaler Lösungen oder die Möglichkeit einer Vermeidung von Netzausbau durch alternative Systemlösungen adäquat ab. Der BEE hält daher eine Weiterentwicklung der Bewertungslogik für zwingend erforderlich. Ein Ansatz wie NOXVA, der neben Netzoptimierung, -verstärkung und -ausbau explizit auch Flexibilitäts-optionen sowie digitale und systemische Maßnahmen berücksichtigt, würde eine realistischere und zukunftsorientierte Bewertung der Maßnahmen ermöglichen. Ohne eine solche Erweite-rung besteht die Gefahr, dass innovative Alternativen strukturell benachteiligt werden und der Netzausbau weiterhin als vorrangiges Lösungsinstrument erscheint, obwohl kosteneffizientere und systemdienlichere Optionen zur Verfügung stehen.
Aufgrund der aktuellen politischen Debatte in Bezug auf Engpasssituationen (im Schleswig-Holstein-Vorschlag) ist es aus Sicht des BEEs sehr wichtig, dass das Netz Puffer beinhaltet. Dies ist notwendig aufgrund der stark veränderlichen Entwicklung innerhalb der Energiewende (stärkerer lokaler EE-Ausbau, Stromverbräuche etc).
Ein stabiles klimaneutrales Stromnetz in Deutschland bedingt Überschussregionen, die urbane Gebiete bzw. Industriezentren und große Städte mit Strom mitversorgen. Dem zugrunde gelegt ist es von zentraler Bedeutung, dass dieser Überschussstrom nicht nur in Überschussregionen erzeugt werden muss, sondern auch ausreihend Kapazitäten geschaffen werden müssen, um diesen zu den Lastzentren zu transportieren.
Daher sollte es mehr als aktuell ausgewiesen zusätzliche Puffer in der Übertragungsebene geben, um dem Vorgenannten Rechnung zu tragen und somit Engpasssituationen zu begrenzen bzw. zu vermeiden. Deshalb fordert der BEE hier im Netzentwicklungsplan ausreichende Übertragungs-/Verteilungsnetzkapazitäten für solchen lokal erzeugten Überschussstrom.
Der BEE begrüßt, dass der NEP-Entwurf die wachsende Bedeutung dezentraler Erzeugung, Speicher und Flexibilität grundsätzlich anerkennt. Die erfolgreiche Integration erneuerbarer Energien erfordert jedoch eine deutlich stärkere Verzahnung der Planungs- und Betriebsprozesse zwischen Übertragungs- und Verteilnetzebene, als sie im vorliegenden Entwurf konkret dargestellt wird. Zentrale Elemente der Energiewende wie Photovoltaik, Wind an Land, Batteriespeicher, flexible Verbraucher und Elektrolyseure werden überwiegend an die Verteilnetze angeschlossen und entfalten dort maßgebliche systemische Wirkungen.
Im NEP-Entwurf bleibt die Ausgestaltung der Zusammenarbeit zwischen Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern weitgehend abstrakt. Zwar wird auf die Nutzung von Daten aus den Verteilnetzen verwiesen, es fehlt jedoch eine transparente Darstellung verbindlicher Abstim-mungsprozesse, klarer Zuständigkeiten und standardisierter Schnittstellen. Damit bleibt unklar, wie Annahmen zu dezentralem Zubau, Flexibilitätspotenzialen und netzdienlichen Standorten gemeinsam entwickelt und fortgeschrieben werden sollen.
Aus Sicht des BEE ist eine systematische und institutionalisierte Abstimmung zwischen ÜNB und VNB eine zentrale Voraussetzung, um Alternativen zum klassischen Netzausbau wirksam zu erschließen und Systemkosten zu begrenzen. Insbesondere bei der Planung und Standort-wahl von Speichern, Elektrolyseuren sowie bei der Umsetzung von Überbauungskonzepten ist eine enge netzebenenübergreifende Koordination erforderlich. Der BEE hält es daher für notwendig, die Zusammenarbeit mit den Verteilnetzbetreibern im weiteren Verfahren deutlich zu konkretisieren und deren Ausgestaltung im NEP transparent darzustellen.
Darüber hinaus befürwortet der BEE ausdrücklich, dass die Szenariorahmen zu den Netzentwicklungsplänen Strom sowie Gas/Wasserstoff im vergangenen Jahr erstmals gemeinsam konsultiert wurden. Diese parallele Konsultation stellt einen wichtigen Schritt hin zu einer integrierten Betrachtung der Strom- und Wasserstoffinfrastruktur dar. Vor diesem Hintergrund kritisiert der BEE, dass die Konsultationen zu den diesjährigen Netzentwicklungsplänen Strom sowie Gas/Wasserstoff offensichtlich wieder zeitversetzt erfolgen. Insbesondere wurde bislang kein Konsultationsverfahren der Fernleitungsnetzbetreiber für den NEP Gas/Wasserstoff gestartet. Der BEE fordert daher eine enge zeitliche und inhaltliche Abstimmung zwischen Übertragungs- und Fernleitungsnetzbetreibern, um eine konsistente und systemübergreifende Netzentwicklungsplanung sicherzustellen.
