Das Wichtigste in Kürze

Wir begrüßen:

• Ambitionierte PV-Ausbaupfade und realistische Elektrifizierung: Die angenommenen Ausbaupfade für Photovoltaik entsprechen grundsätzlich den Anforderungen eines klimaneutralen Stromsystems. Auch die Annahmen zur Elektrifizierung von Verkehr und Wärme werden grundsätzlich als plausibel bewertet.
• Höhere Volllaststunden bei Onshore-Wind: Positiv ist die Anhebung der angenommenen Volllaststunden für Windenergie an Land auf 2.600 bzw. 2.700 Stunden pro Jahr. Die angesetzten Volllaststunden für Offshore-Wind bewertet der BEE ebenfalls als plausibel.

Wir kritisieren:

• Die systemische Rolle der Bioenergie wird unterschätzt: Der NEP unterstellt weiterhin einen deutlichen Rückgang von Leistung und Erzeugung aus Biomasse. Dabei kann flexibilisierte Bioenergie gerade bei hoher fluktuierender EE-Einspeisung einen wichtigen Beitrag zu Flexibilität, Versorgungssicherheit und Systemintegration leisten.
• Zu geringe Ambition bei Stromverbrauch und erneuerbaren Energien (EE): Insbesondere die direkte Elektrifizierung wird zu zurückhaltend angenommen; zugleich bleiben die Ausbaupfade für Onshore-Wind hinter den Erfordernissen eines kosteneffizienten und resilienten Stromsystems zurück. Damit droht der künftige Strom- und Netzausbaubedarf unterschätzt zu werden.
• Großbatteriespeicher werden ab 2037 nicht weiter ausgebaut: Diese Annahme wird der wachsenden Bedeutung von Batteriespeichern für Flexibilität, Netzintegration und die Vermeidung von Engpässen aus Sicht des BEE nicht gerecht.
• Flexibilitäten werden weiterhin zu konservativ modelliert: Die Potenziale von Batteriespeichern, Demand Side Management und Elektrolyseuren werden nicht ausreichend abgebildet. Dadurch bleiben Möglichkeiten zur Integration erneuerbarer Energien sowie zur Vermeidung von Netzengpässen und zusätzlichem Netzausbau unzureichend berücksichtigt.
• Heimische Elektrolyse und Rechenzentren sind zu niedrig angesetzt: Der BEE hält insbesondere die angenommenen Elektrolysekapazitäten für 2045 für nicht ausreichend ambitioniert sowie die Entwicklung des Stromverbrauchs von Rechenzentren für nicht ausreichend hoch angesetzt.

Wir regen an:

• Flexibilitäten systematisch in die Netzausbauplanung integrieren: Überbauung, Batteriespeicher, flexible Lasten und Elektrolyseure sollten stärker als netzdienliche Optionen modelliert und in ihrer Wirkung auf Engpässe und Netzausbaubedarf bewertet werden.
• Künftige Anreize für netzdienliches Verhalten bereits im NEP berücksichtigen: Die erwartbaren Wirkungen der Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik (AgNes) sollten in den Szenarien abgebildet und über eine Sensitivität mit stärker netzdienlichem Anlagen- und Speicherbetrieb untersucht werden.
• Die Abwägung zwischen Netzausbau und Engpassmanagement transparenter machen: Der NEP sollte nachvollziehbar darstellen, wie zusätzliche Flexibilitäten – insbesondere Speicher und flexible Lasten – den verbleibenden Engpassmanagementbedarf und damit den erforderlichen Netzausbau beeinflussen.

Vorbemerkungen

Der Bundesverband Erneuerbare Energie e. V. (BEE) bedankt sich für die Möglichkeit, zum zweiten Entwurf des Netzentwicklungsplans Strom 2037 mit Ausblick 2045 (Version 2025) Stellung zu nehmen.

Bereits im Rahmen der Konsultation des ersten Entwurfs hat der BEE die zugrunde liegenden Annahmen, die Methodik sowie die daraus abgeleiteten Schlussfolgerungen ausführlich bewertet und konkrete Verbesserungsvorschläge unterbreitet.

Der zweite Entwurf enthält punktuelle Ergänzungen und Klarstellungen. Die den Netzanalysen zugrunde liegenden Szenarioannahmen wurden jedoch nur in geringem Umfang angepasst. Insbesondere die zentralen Annahmen zu den Ausbaupfaden der erneuerbaren Energien, zum zukünftigen Stromverbrauch und zu wesentlichen Flexibilitätsoptionen bleiben weitgehend unverändert. Entsprechend wurden auch die wesentlichen Kritikpunkte des BEE bislang überwiegend nicht aufgegriffen.

Vor diesem Hintergrund beschränkt sich die vorliegende Stellungnahme auf die aus Sicht des BEE weiterhin relevanten Punkte sowie auf die wenigen Aspekte, bei denen der zweite Entwurf Änderungen gegenüber dem ersten Entwurf enthält. Hinsichtlich der ausführlichen fachlichen Begründungen wird auf die Stellungnahme des BEE zum ersten Entwurf verwiesen.

1 Szenariorahmen

1.1 Ausbaupfade für die EE

Die im zweiten Entwurf zugrunde gelegten Ausbaupfade für die erneuerbaren Energien wurden gegenüber dem ersten Entwurf im Wesentlichen nicht verändert. Die vom BEE bereits zum ersten Entwurf vorgebrachten Kritikpunkte bestehen daher weiterhin fort. Aus Sicht des BEE bilden die getroffenen Annahmen in mehreren Bereichen die Bedeutung und die Potenziale der erneuerbaren Energien für ein klimaneutrales und kosteneffizientes Stromsystem weiterhin nicht angemessen ab.

1.1.1 Biomasse

Die Annahmen zur Biomasse bleiben gegenüber dem ersten Entwurf unverändert. Aus Sicht des BEE wird damit die mögliche Rolle der Bioenergie in einem zunehmend von fluktuierenden erneuerbaren Energien geprägten Stromsystem weiterhin unterschätzt.

Der NEP geht erneut von einem deutlichen Rückgang sowohl der installierten Leistung als auch der Stromerzeugung aus Biomasse aus. Dabei wird aus Sicht des BEE nicht ausreichend berücksichtigt, dass eine stärkere Flexibilisierung der bestehenden Biomasseanlagen gerade mit einer höheren installierten Leistung bei zugleich sinkenden Volllaststunden einhergehen kann. Die Anlagen müssen dann nicht mehr kontinuierlich Strom erzeugen, sondern können ihre Leistung gezielt in Zeiten mit geringer Einspeisung aus Wind und Photovoltaik einsetzen. Damit kann Biomasse einen wichtigen Beitrag zur Flexibilisierung und Absicherung des Stromsystems sowie zur Integration der fluktuierenden erneuerbaren Energien leisten. Dieser systemischen Rolle wird im vorliegenden Entwurf des Netzentwicklungsplans nicht Rechnung getragen.

Auch die Annahme, dass eine verstärkte Nutzung biogenen CO₂ zwangsläufig zu Lasten der Stromerzeugung aus Biomasse geht, bleibt aus Sicht des BEE nicht ausreichend begründet.

1.1.2 Onshore-Windenergie

Der BEE hält an seiner Einschätzung fest, dass die angenommenen Ausbaupfade für die Windenergie an Land weiterhin hinter den Erfordernissen eines kosteneffizienten und resilienten Energiesystems zurückbleiben.

Ein ambitionierterer Ausbau der Windenergie reduziert langfristig Netzkosten, verringert den Bedarf an fossilen Kraftwerken und stärkt die Versorgungssicherheit. Vor diesem Hintergrund sollten die Ausbauannahmen im weiteren Verfahren überprüft werden.

1.1.3 Offshore-Windenergie

Auch hinsichtlich der Offshore-Windenergie hält der BEE an seiner bisherigen Bewertung fest. Die Ausbauannahmen erscheinen weiterhin sehr ambitioniert, während bestehende Unsicherheiten hinsichtlich Flächenverfügbarkeit, Investitionsbedingungen, Lieferketten und zunehmender Abschattungseffekte nur unzureichend berücksichtigt werden.

Aus Sicht des BEE sollte der NEP diese Risiken transparenter darstellen und stärker in die Bewertung der Ausbaupfade einbeziehen.

1.1.4 Photovoltaik

Die Annahmen zum Ausbau der Photovoltaik werden weiterhin ausdrücklich begrüßt. Sie entsprechen grundsätzlich den Anforderungen eines klimaneutralen Stromsystems und tragen dem erwarteten starken Ausbau von Dach- und Freiflächenanlagen Rechnung.

Der BEE sieht deshalb weiterhin keinen Änderungsbedarf hinsichtlich der angenommenen Ausbaupfade.

1.1.5 Wasserkraft

Die Annahmen zur Wasserkraft wurden gegenüber dem ersten Entwurf ebenfalls nicht angepasst. Der BEE hält daher an seiner Forderung fest, die zugrunde gelegten Ausbaupotenziale nachvollziehbar herzuleiten.

Darüber hinaus sollte die Bedeutung der Wasserkraft für Versorgungssicherheit, Flexibilität und Systemstabilität im zukünftigen Energiesystem stärker berücksichtigt werden.

1.2 Stromverbrauch

Die Annahmen zum zukünftigen Stromverbrauch wurden im zweiten Entwurf gegenüber dem ersten Entwurf weitgehend unverändert übernommen. Die wesentlichen Kritikpunkte des BEE bleiben daher bestehen.

1.2.1 Allgemeine Verbrauchsannahmen

Der BEE hält insbesondere die Annahmen zur direkten Elektrifizierung weiterhin für zu zurückhaltend. Während Szenario C aus Sicht des BEE einen grundsätzlich geeigneten Entwicklungspfad abbildet, setzen insbesondere die Szenarien A und B weiterhin in erheblichem Umfang auf Wasserstoff und andere Energieträger anstelle einer direkten Elektrifizierung.

Aus Sicht des BEE besteht dadurch die Gefahr, dass der künftig tatsächlich benötigte Strombedarf unterschätzt und damit auch der erforderliche Netzausbau zu niedrig angesetzt wird. Der BEE fordert daher weiterhin eine realistischere Abbildung des steigenden Strombedarfs infolge der Elektrifizierung.

1.2.2 Verkehr und Wärme

Die Annahmen zur Elektrifizierung des Verkehrs- und Wärmesektors werden vom BEE grundsätzlich als plausibel bewertet. Gleichzeitig muss sichergestellt werden, dass die für die zunehmende Elektrifizierung erforderliche Lade- und Netzinfrastruktur rechtzeitig zur Verfügung steht.

Der BEE hält daher an seinen bereits zum ersten Entwurf formulierten Hinweisen zur Berücksichtigung der notwendigen Infrastruktur und der Flexibilität von Ladevorgängen fest.

1.2.3 Heimische Elektrolyse

Die im zweiten Entwurf angenommenen Elektrolysekapazitäten wurden gegenüber dem ersten Entwurf nicht verändert. Der BEE hält die Annahmen insbesondere mit Blick auf 2045 weiterhin für zu niedrig.

Eine stärkere heimische Erzeugung von grünem Wasserstoff kann zur Nutzung erneuerbarer Stromüberschüsse, zur Flexibilisierung des Stromsystems und zur Verringerung von Importabhängigkeiten beitragen. Das Potenzial der heimischen Elektrolyse sollte daher im Szenariorahmen ambitionierter berücksichtigt werden.

1.2.4 Rechenzentren

Auch die Annahmen zum Stromverbrauch von Rechenzentren wurden nicht angepasst. Der BEE hält insbesondere die angenommene Entwicklung bis 2045 weiterhin für nicht ausreichend ambitioniert.

Angesichts des dynamisch wachsenden Strombedarfs digitaler Anwendungen und insbesondere des zunehmenden Einsatzes Künstlicher Intelligenz sollte der NEP eine deutlich dynamischere Entwicklung des Stromverbrauchs von Rechenzentren berücksichtigen und entsprechende Entwicklungsspielräume im Szenariorahmen vorsehen.

1.3 Flexibilitäten

Der BEE hält die Berücksichtigung von Flexibilitätsoptionen im zweiten Entwurf weiterhin für unzureichend. Ein zunehmend auf erneuerbaren Energien basierendes Stromsystem benötigt neben dem Netzausbau einen systematischen Einsatz und eine entsprechende Modellierung von Flexibilitäten. Die wesentlichen Kritikpunkte des BEE aus der Stellungnahme zum ersten Entwurf wurden nicht aufgegriffen.

1.3.1 Technologieübergreifende Anwendung des Überbauungsprinzips

Der BEE hält weiterhin eine technologieübergreifende Anwendung des Überbauungsprinzips für erforderlich. Die Möglichkeit, Erzeugungsanlagen und Netzanschlusskapazitäten gezielt zu überbauen, kann dazu beitragen, vorhandene Netzkapazitäten besser auszulasten, erneuerbare Erzeugung zu integrieren und den Bedarf an zusätzlichem Netzausbau zu reduzieren.

Das Potenzial einer solchen systematischen und technologieübergreifenden Betrachtung wird im NEP weiterhin nicht ausreichend berücksichtigt.

1.3.2 Elektrolysekapazitäten und netzdienliche Standortwahl

Die im NEP angenommenen heimischen Elektrolysekapazitäten bleiben aus Sicht des BEE zu niedrig. Ein ambitionierterer Ausbau der Elektrolyse kann nicht nur die Abhängigkeit von Wasserstoffimporten reduzieren, sondern Elektrolyseure zugleich als flexible Lasten für die Integration erneuerbarer Stromerzeugung und zur Systemstabilisierung nutzbar machen.

Darüber hinaus müssen netzdienliche Standortentscheidungen durch geeignete regulatorische und ökonomische Anreize unterstützt werden. Die im NEP modellierte netzdienliche Standortwahl allein reicht nicht aus, wenn entsprechende Anreize für Investitionsentscheidungen in der Praxis fehlen.

1.3.3 Batteriespeicher und systemische Integration

Der BEE begrüßt den vorgesehenen weiteren Ausbau von Groß- und Kleinbatteriespeichern grundsätzlich. Kritisch bleibt jedoch, dass insbesondere bei Großbatteriespeichern ab 2037 kein weiterer Ausbau angenommen wird.

Darüber hinaus sollten Batteriespeicher stärker als netzdienliche Alternative oder Ergänzung zum Netzausbau berücksichtigt und systematisch in die Bewertung von Netzausbaumaßnahmen einbezogen werden. Dabei sollte insbesondere geprüft werden, in welchem Umfang ein verstärkter Zubau und ein netzdienlicher Betrieb von Batteriespeichern dazu beitragen können, Netzengpässe zu vermeiden und den erforderlichen Netzausbau zu reduzieren.

Der BEE fordert daher, den Zubau und die systemische Rolle von Batteriespeichern bei der weiteren Entwicklung des NEP stärker in den Fokus zu nehmen. Dabei sollten sowohl die Entwicklung der Speicherkapazitäten als auch unterschiedliche Formen eines netzdienlichen Betriebs angemessen berücksichtigt werden. Die konkrete Ausgestaltung der hierfür erforderlichen Annahmen und Sensitivitäten ist im Rahmen der Marktmodellierung zu untersuchen.

1.3.4 Demand Side Management

Die Modellierung des Demand Side Managements bleibt aus Sicht des BEE zu konservativ. Die angesetzten Einsatzzeiten unterschätzen das technische und wirtschaftliche Potenzial flexibler Lasten in Industrie, Gewerbe und Haushalten.

Auch neue Formen der direkten Belieferung industrieller Verbraucher mit erneuerbarem Strom können zusätzliche Flexibilität schaffen und dazu beitragen, Netzengpässe zu vermeiden sowie ansonsten abzuregelnde erneuerbare Strommengen zu nutzen. Diese Potenziale sollten im NEP stärker berücksichtigt werden.

1.3.5 Fernwärme

Die Annahmen zur Nutzung von Elektrokesseln und Wärmepumpen zur Erzeugung von Fernwärme bewertet der BEE weiterhin als grundsätzlich realistisch. Einen weitergehenden Änderungsbedarf sieht der BEE an dieser Stelle nicht.

2. Marktmodellierung

2.1 Volllaststunden-Annahmen für Bioenergie, Wind Offshore, Wind Onshore

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. In diesem Zusammenhand sieht der BEE die im vorliegenden NEP getroffene Annahme von 3.000 Volllaststunden (VLH) für die Bioenergie kritisch, denn die reale Fahrweise flexibilisierter Anlagen wird sich perspektivisch eher im Bereich von 1.000 bis 2.000 VLH bewegen. Um die Netzinfrastruktur auf die tatsächlichen Anforderungen eines dezentralen und hochflexiblen Kraftwerksparks vorzubereiten, sollten die Szenarien des NEP daher entsprechend angepasst werden.

Die im vorliegenden NEP-Entwurf angesetzten VLH für die Offshore-Windenergie hält der BEE hingegen für plausibel. Positiv sieht der BEE zudem, dass die angenommenen VLH für die Onshore-Windenergie gegenüber dem letzten Szenariorahmen von 2023 um jeweils 200 h/a auf nunmehr 2.600 h/a bzw. 2.700 h/a erhöht wurden.

2.1 Batteriespeicher in der Marktmodellierung

Die stärkere Berücksichtigung von Batteriespeichern im NEP sollte sich auch in den Annahmen der Marktmodellierung widerspiegeln. Insbesondere sollten die Entwicklung der Speicherdauer, unterschiedliche Betriebsweisen sowie die Möglichkeiten eines netzdienlichen Einsatzes von Groß- und Kleinbatteriespeichern angemessen abgebildet werden. Aus Sicht des BEE sind die bisherigen Annahmen in diesen Punkten weiterzuentwickeln.

Konkret fordert der BEE:

• Für Großbatteriespeicher sollte die Annahme angepasst werden, dass die Speicheranlagen mit einem Verhältnis von Speicherkapazität zu Leistung von 2 Stunden bis 2045 ausgelegt werden. Bereits heute erweisen sich 2 Stunden Speicherdauer für einen uneingeschränkten Marktzugang, eine optimierte Vermarktung der PV-Einspeisung und eine optimierte Nutzung von Misch- (Grün/Grau)-Stromspeichern als zu kurz.² Insofern erwartet der BEE in den nächsten Jahren einen Anstieg der Speicherdauer von 2 auf 3 bis 4 Stunden. Diese Entwicklung wurde bereits in einer vom Bundesverband Solarwirtschaft e.V. (BSW)in Auftrag gegebenen und vom Beratungsinstitut Enervis durchgeführten Studie³ festgestellt. Daher sollte im NEP zumindest davon ausgegangen werden, dass 50 % des Batteriespeicherzubaus mit 4 Stunden ausgelegt werden, 25 % mit 3 Stunden und 25 % mit dem üblichen aktuellen Parameter von 2 Stunden.
• Zudem sollte für Großbatteriespeicher ein angepasstes „Szenario C+“ berechnet werden, in dem ein netzdienliches (und nicht nur netzneutrales oder, wie es im NEP genannt wird, „bilanzneutrales“) Verhalten – in Richtung Einspeisung sowie Bezug -   angenommen wird. In diesem Szenario sollten die ÜNB auch eine regionale Lenkungswirkung der Großbatteriespeicher annehmen, was durchaus das Ziel der Weiterentwicklung der Allgemeinen Netzentgeltsystematik (AgNes) ist. Mit diesen beiden Annahmen sollte das Szenario die Frage beantworten können: Wie ändert sich der Netzausbaubedarf, wenn alle Großspeicher sich vorrangig netzdienlich verhalten?
• Für Kleinbatteriespeicher wird aktuell mit einer Speicherdauer von 2,5 Stunden gerechnet. Auch hier sollte die Speicherdauer eines Teiles des Zubaus auf 3 Stunden angehoben werden, um den steigenden Vermarktungsanteil der PV-Anlagen zu berücksichtigen.
• Zudem sollte die Netzdienlichkeit für Kleinbatteriespeicher nicht nur die Spitzenglättung des Strombezugs umfassen, sondern auch die Spitzenglättung der Einspeisung. Wir erwarten in den kommenden Jahren eine stärkere Nutzung des prognosebasierten Ladens von Kleinbatterien im Kontext steigender Redispatch-Maßnahmen bei Aufdach-PV-Anlagen in PV-starken Gebieten und der durch die Mispel-Festlegung neu eröffneten Einsatzmöglichkeiten für Misch-Stromspeicher.
• Großbatteriespeicher, denen dies möglich ist (Grau- oder Misch-Stromspeicher), sollten für den Aufwärts-Redispatch (Erhöhung der Einspeisung) eingesetzt werden. Kapitel 4.3.5 geht in diese Richtung, wobei der Einsatz der Großbatteriespeicher für das präventive Engpassmanagement nicht vorgesehen ist, sondern nur für den kurativen Netzbetrieb und erst im nächsten Netzentwicklungsplan.

3 Berücksichtigung künftiger Anreize für netzdienliches Verhalten

Mit der Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik im Rahmen von AgNes sollen künftig stärkere Anreize für ein netzdienliches Verhalten von Erzeugungsanlagen, Speichern und Verbrauchern gesetzt werden. Ziel ist es, die Netzentgelte stärker an der tatsächlichen Netzwirkung auszurichten und damit auch einen Beitrag zur Vermeidung von Netzengpässen, Redispatch und unnötigem Netzausbau zu leisten.

Vor diesem Hintergrund stellt sich die Frage, inwieweit die sich abzeichnenden Anreizwirkungen von AgNes bereits in den Szenarien und Netzanalysen des NEP berücksichtigt werden. Insbesondere sollte geprüft werden, ob ein künftig stärker netzorientiertes Betriebsverhalten von Erzeugungsanlagen und Speichern zu einer veränderten räumlichen und zeitlichen Einspeisung führt und damit den Bedarf an Netzausbau und Engpassmanagement beeinflussen kann.

Aus Sicht des BEE sollte der NEP diese absehbaren regulatorischen Entwicklungen zumindest qualitativ berücksichtigen und transparent darstellen, welche Annahmen hinsichtlich eines künftig netzdienlichen Anlagenbetriebs getroffen werden. Andernfalls besteht die Gefahr, dass der zukünftige Netzausbaubedarf auf Grundlage eines Betriebsverhaltens bestimmt wird, das die durch AgNes künftig möglichen Anreize zur Netzentlastung nicht abbildet.

Dies betrifft insbesondere Speicher und flexible Erzeugungsanlagen, deren Betriebsweise gezielt an Netzsituationen angepasst werden kann. Der BEE hält es daher für erforderlich, bei der weiteren Entwicklung des NEP zu untersuchen, in welchem Umfang solche Anreize den Einsatz von Flexibilitäten verändern und damit zur Reduzierung von Redispatch und Netzausbaubedarf beitragen können.

Die ÜNB sollten daher darlegen, ob und wie die erwartbaren Verhaltensänderungen infolge einer wirkungsorientierten Netzentgeltsystematik in den Netzanalysen berücksichtigt werden, und gegebenenfalls eine Sensitivität mit stärker netzdienlichem Anlagen- und Speicherbetrieb untersuchen.

4 Wie viel Engpassmanagement ist vertretbar? – Transparenz der Abwägung

Der BEE begrüßt, dass die ÜNB bei der Ermittlung des Zielnetzes ausdrücklich eine volkswirtschaftliche Abwägung zwischen Netzausbau und verbleibendem Engpassmanagement vornehmen. Eine vollständige Vermeidung von Engpassmanagement wird dabei ausdrücklich nicht angestrebt, da dies aus volkswirtschaftlicher Sicht nicht sinnvoll ist. Dabei sollte auch geprüft werden, inwieweit der bestehende europarechtliche Spielraum für eine begrenzte Abregelung erneuerbarer Erzeugung bei der Netzplanung stärker genutzt werden kann, sofern dies nachweislich volkswirtschaftlich effizient ist. Insbesondere sollte untersucht werden, ob eine stärkere Berücksichtigung der Spitzenkappung nach § 11 Abs. 2 EnWG in einzelnen Fällen dazu beitragen kann, Netzausbaukosten zu reduzieren, ohne die Integration erneuerbarer Energien insgesamt zu beeinträchtigen.

Aus Sicht des BEE sollte jedoch transparenter dargestellt werden, auf welcher Grundlage das gewählte Verhältnis von Netzausbau und Engpassmanagement bestimmt wird und wie robust dieses gegenüber unterschiedlichen Kosten- und Marktentwicklungen ist. Insbesondere sollten neben dem klassischen Redispatch auch die Beiträge unterschiedlicher Flexibilitätsoptionen – etwa Batteriespeicher und flexible Lasten – zur Vermeidung bzw. Reduzierung von Engpässen systematisch berücksichtigt werden. Der NEP zeigt bereits, dass ein netzdienlicher Einsatz von Großbatteriespeichern zur Reduzierung des verbleibenden Engpassmanagementbedarfs beitragen kann.

Der BEE fordert daher, die volkswirtschaftliche Abwägung zwischen Netzausbau und Engpassmanagement im NEP nachvollziehbarer darzustellen und insbesondere die Wirkung zusätzlicher Flexibilitäten auf diese Abwägung transparent auszuweisen.

¹ Siehe BEE-Stellungnahme zum ersten Entwurf des NEP Strom (2025): https://www.bee-ev.de/service/publikationen-medien/beitrag/bee-stellungnahme-zum-ersten-entwurf-der-uebertragungsnetzbetreiber-fuer-den-netzentwicklungsplan-strom

² Siehe unter anderem: H. Lichtschläger, Z. Wang und A. Ardone , “Vom Solarpark zum flexiblen Kraftwerk: Sind Batterien der Schlüssel zur Wirtschaftlichkeit der Photovoltaik?”

³ https://www.solarwirtschaft.de/2026/06/22/batteriespeicher-wachsen-rasant-ausbau-bis-2029-dennoch-unsicher-3/ : die Studie stellt der BSW auf Anfrage gerne zur Verfügung.