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EnBW -Stellungnahme zum ersten Entwurf des Netzentwicklungsplans Strom 2037/2045 (2025)
EnBW Energie Baden -Württemberg AG
Karlsruhe, 14.01.2026
Am 10. Dezember 2025 haben die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) den ersten Entwurf des Netzentwicklungsplans (NEP) Strom 2037/2045 (2025) vorgelegt und der Öffentlichkeit zur Konsultation gestellt. Die EnBW Energie Baden -Württemberg AG (EnBW) bedankt sich für die Möglichkeit, Stellung zu nehmen. Einer Veröffentlichung unserer Stellungnahme stimmen wir hiermit ausdrücklich zu.
Szenario A als Leitszenario
EnBW unterstützt die Empfehlung der ÜNB, Szenario A des NEP Strom 2025 als Leitszenario festzulegen. Damit folgen die ÜNB einem systemkostenorientierten Pfad zur Klimaneutralität, der Kosteneinsparungen berücksichtigt und den sich abzeichnenden langsameren Anstieg des Strombedarfs adressiert. Mit der Systemkostenstudie 1 hat EnBW diesen Pfad ebenfalls umfassend aufgezeigt. EnBW hält die daraus abgeleitete Schlussfolgerung für absolut richtig und sinnvoll: ein neues Optimum zwischen DC-Ausbau, AC-Ausbau und verbleibendem Engpassmanagement, verbunden mit höheren verbleibenden Redispatchmengen. Das Zielnetz fällt damit im Vergleich zu dem vorangegangenen NEP Strom 2023 kleiner aus, und somit kann volkswirtschaftlich unnötiger Netzausbau vermieden werden. EnBW bewertet beispielsweise die Streichung von DC40, DC40plus und DC41 als konsequente und richtige Anpassung.
Realisierung von DC42 nur in Kombination mit DC42plus
DC42 wird – nur in der Ausführung als Freileitung – für die Szenarien A 2037 und A 2045 als notwendig erachtet. DC42plus, die als Parallelleitung zu DC42 vorgesehen ist, wird erst ab 2045 im Szenario A als volkswirtschaftlich sinnvoll angesehen. EnBW fordert daher aus Kosteneffizienzgründen eine zeitliche Verschiebung von DC42, um bei Bedarf beide Leitungen auf der deckungsgleichen Strecke in gemeinsamer Trasse zu realisieren. In den kommenden NEP-Planungsrunden sollte der Bedarf regelmäßig überprüft werden, um belastbare Prognosen bis 2045 zu ermöglichen. Der Vorschlag lautet daher, DC42 zunächst nicht zu bestätigen und somit auch nicht in das Bundesbedarfsplangesetz (BBPlG) aufzunehmen. Statt der Bestätigung sollte aus unserer Sicht das Vorratsplanungsverbot aufgehoben werden. So könnten Planungs- und Genehmigungsprozesse für DC42 und DC42plus starten, um im Falle des bestätigten Bedarfs unverzüglich mit der Bauausführung beginnen zu können.
Zeitliche Staffelung von Projekten
Die festgestellte Marktverknappung bei technischen Komponenten und Dienstleistungen sowie die erheblichen Kostensteigerungen decken sich mit unseren Erkenntnissen. Der Vorschlag zur zeitlichen Staffelung der Netzausbauvorhaben unterstützt das Ziel höherer Kosteneffizienz. Der Netzausbaubedarf reduziert sich im Vergleich zum NEP Strom 2023 für das Leitszenario A um rund 900 Trassenkilometer, während die Kosten um mehr als 30 % steigen. Damit ist zumindest eine 30 %-ige Steigerung in den Standardkosten innerhalb von zwei Jahren festzuhalten. Dieser Entwicklung muss mit geeigneten Maßnahmen entgegengewirkt werden. Durch eine zeitliche Staffelung würden zum einen die Netzbetreiber in der operativen Umsetzung bei Planung und Bau entlastet. Zum anderen ergäben sich daraus auch Chancen, Finanzierungskosten zu senken, wenn Netzbetreiber auf einen entspannteren und weniger nachgefragten Lieferantenmarkt zurückgreifen könnten.
Freileitung
EnBW spricht sich klar für Planung und Ausführung der neuen HGÜ-Vorhaben als Freileitung aus. Die längere Lebensdauer in Verbindung mit den geringeren Kosten für Investition und Betrieb sowie deutlich höherer Verfügbarkeit macht die Freileitung wirtschaftlich eindeutig vorteilhafter. Zudem bietet die Freileitung Vorteile durch Recyclingmöglichkeiten nach Nutzungsende und man kann von deutlich kürzeren Bauzeiten ausgehen. Zwar beeinträchtigt eine Freileitung das Landschaftsbild stärker, doch ist ihr Einfluss auf Flora und Fauna beim Bau, Betrieb und Rückbau wesentlich geringer. In kritischen Netzsituationen kann die Freileitung witterungsabhängig überlastet werden, ein Erdkabel hingegen – wenn überhaupt – nur zu Lasten eines signifikanten Lebensdauerverzehrs. Freileitungen lassen sich im Störungsfall deutlich einfacher und schneller reparieren, da sie jederzeit zugänglich sind. Erdkabel benötigen dagegen aufwendige Tiefbauarbeiten und dadurch vermutlich längere Störungsbehebungszeiten (z.B. Lokalisierung, Kabelgraben, Ersatztrasse).
Regulatorischer Rahmen
Die Umsetzung der im NEP Strom 2025 vorgesehenen Maßnahmen erfordert enorme Investitionen. Grundvoraussetzung ist ein Regulierungsrahmen, der Anreize für Investitionen schafft und die vollständige Refinanzierung von Kapital- und Betriebskosten sicherstellt. EnBW plädiert für einen regulatorischen Rahmen, der neben der Refinanzierung auch Raum für innovative Lösungen bietet, die – wie von den ÜNB beschrieben – oft OPEX-lastig sind. Dies unterstützt das Ziel eines kosteneffizienten Netzausbaus.
Kraftwerke
Bereits heute ist das Stromsystem auf die kurzfristige Verfügbarkeit von disponibler Leistung angewiesen, jedoch mit der Tendenz, dass durch den weiter steigenden Anteil an dargebotsabhängigen Erzeugungsanlagen zusätzliche disponible Leistung erforderlich ist. Der vorliegende NEP-Entwurf enthält Angaben zu installierten Kraftwerksleistungen. Die dort hinterlegten Angaben für den Zubau sind aus EnBW-Sicht zeitlich sehr ambitioniert und nicht deckungsgleich mit den Angaben zum Szenariorahmen des ersten Entwurfs des NEP Strom 2025 sowie des aktuellen Szenariorahmens zum NEP Gas. Wir regen daher eine Überprüfung und Aktualisierung der Kraftwerksstandorte und -leistungen an.
Systemische Netzentwicklungsplanung
EnBW unterstützt die integrierte und systemische Betrachtung von Strom, Gas und H2. Nur so lassen sich optimale Lösungen für die Ausgestaltung des zukünftig klimaneutralen Energiesystems finden. Das EnWG gibt den Rahmen für eine zeitlich synchrone und inhaltlich abgestimmte Erarbeitung und Veröffentlichung von Szenariorahmen und Netzentwicklungsplänen Strom sowie Gas/H2, insbesondere auch unter Einbezug der Verteilnetzebene. Mit dieser Konsultation des ersten Entwurfs des NEP Strom 2025 liegt derzeit jedoch noch kein Entwurf zum Netzentwicklungsplan Gas/H2 vor. Eine zeitgleiche Veröffentlichung würde zu einer höheren Transparenz und Nachvollziehbarkeit im Gesamtprozess führen. So sind beispielsweise für die im Rahmen des Engpassmanagements verfügbaren Kraftwerkskapazitäten und deren Verortung auch deren gasseitige Anschlusskapazitäten (H2 oder Erdgas i.V.m. CCS) von Relevanz.
Offshore-Optimierung ohne verpflichtende Überbauung
Eine verpflichtende Überbauung wie von den ÜNB angenommen ist aus EnBW-Sicht weder wirtschaftlich tragfähig noch systemisch sinnvoll. Die in der von den ÜNB beauftragten Studie des Fraunhofer IWES 2 ermittelten Überbauungswerte sind zu hoch, da die Stromgestehungskosten nicht berücksichtigt werden. Zwar werden die negativen Effekte einer Spitzenkappung (bis zu 7 – 8 % Ertragsverlust) technisch erfasst, jedoch fehlt eine Kosten-Nutzen-Abwägung. Ohne Einbeziehung von Finanzierung, Marktmechanismen und Betreiberrestriktionen resultieren unrealistisch hohe Überbauungsgrade, die die Systemkosten erhöhen. Die Studie zeigt zudem, dass Offshore-Windparks auch ohne verpflichtende Überbauung nahezu 2.000 Volllaststunden ins Übertragungsnetz einspeisen.
EnBW fordert daher, im zweiten Entwurf des NEP Strom 2025 Überbauung als freiwillige, flächenspezifisch optimierte Lösung anzunehmen, wie sie sich mit 5 –7 % Überbauung bereits als Branchenpraxis etabliert hat. Weitere Erkenntnisse zu höheren Überbauungswerten sind von der laufenden BWO-/BDEW-Studie unter Beteiligung der ÜNB zu erwarten, die das volkswirtschaftliche Optimum zwischen ONAS-Ausnutzung und minimalen LCOE untersucht (Ergebnisse: Februar 2026). Flexible Ansätze wie Überbauung, Speicher oder hybride Konzepte fördern Innovation und Kosteneffizienz, ohne die Realisierungswahrscheinlichkeit zu gefährden. Andere Studien 3,4 zeigen zudem, dass eine Reduktion der Leistungsdichte und des Offshore-Ausbauziels größere Systemkostenvorteile bringt als eine pauschale Pflicht zur Überbauung. Hier ist zwar der Gesetzgeber gefordert, den Handlungsspielraum zu erweitern, doch sollten die ÜNB dies bereits im NEP-Prozess berücksichtigen.
35 Jahre Laufzeit für Offshore-Windparks
OWP dürfen laut WindSeeG eine Laufzeitverlängerung von 10 Jahren beantragen (von 25 auf 35 Jahre). Die vom Fraunhofer IWES im Auftrag des BDEW erstellte Studie zeigt, dass eine Verlängerung um zehn Jahre die volkswirtschaftlichen Stromgestehungskosten am stärksten senkt (über 10 %). Darüber hinaus bietet ein möglichst langer Weiterbetrieb ökologische Vorteile: verbesserte CO₂-Bilanz, geringerer Ressourcenverbrauch und weniger Eingriffe in das marine Ökosystem. Technisch ist eine Betriebsdauer von 35 Jahren möglich, wie EnBW jüngst am Beispiel Baltic 2 nachgewiesen hat. EnBW fordert daher, die Betriebsdauer in den Szenarien B und C von 30 auf 35 Jahre zu erhöhen.
EnBW Energie Baden -Württemberg AG
Karlsruhe, 14.01.2026
Am 10. Dezember 2025 haben die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) den ersten Entwurf des Netzentwicklungsplans (NEP) Strom 2037/2045 (2025) vorgelegt und der Öffentlichkeit zur Konsultation gestellt. Die EnBW Energie Baden -Württemberg AG (EnBW) bedankt sich für die Möglichkeit, Stellung zu nehmen. Einer Veröffentlichung unserer Stellungnahme stimmen wir hiermit ausdrücklich zu.
Szenario A als Leitszenario
EnBW unterstützt die Empfehlung der ÜNB, Szenario A des NEP Strom 2025 als Leitszenario festzulegen. Damit folgen die ÜNB einem systemkostenorientierten Pfad zur Klimaneutralität, der Kosteneinsparungen berücksichtigt und den sich abzeichnenden langsameren Anstieg des Strombedarfs adressiert. Mit der Systemkostenstudie 1 hat EnBW diesen Pfad ebenfalls umfassend aufgezeigt. EnBW hält die daraus abgeleitete Schlussfolgerung für absolut richtig und sinnvoll: ein neues Optimum zwischen DC-Ausbau, AC-Ausbau und verbleibendem Engpassmanagement, verbunden mit höheren verbleibenden Redispatchmengen. Das Zielnetz fällt damit im Vergleich zu dem vorangegangenen NEP Strom 2023 kleiner aus, und somit kann volkswirtschaftlich unnötiger Netzausbau vermieden werden. EnBW bewertet beispielsweise die Streichung von DC40, DC40plus und DC41 als konsequente und richtige Anpassung.
Realisierung von DC42 nur in Kombination mit DC42plus
DC42 wird – nur in der Ausführung als Freileitung – für die Szenarien A 2037 und A 2045 als notwendig erachtet. DC42plus, die als Parallelleitung zu DC42 vorgesehen ist, wird erst ab 2045 im Szenario A als volkswirtschaftlich sinnvoll angesehen. EnBW fordert daher aus Kosteneffizienzgründen eine zeitliche Verschiebung von DC42, um bei Bedarf beide Leitungen auf der deckungsgleichen Strecke in gemeinsamer Trasse zu realisieren. In den kommenden NEP-Planungsrunden sollte der Bedarf regelmäßig überprüft werden, um belastbare Prognosen bis 2045 zu ermöglichen. Der Vorschlag lautet daher, DC42 zunächst nicht zu bestätigen und somit auch nicht in das Bundesbedarfsplangesetz (BBPlG) aufzunehmen. Statt der Bestätigung sollte aus unserer Sicht das Vorratsplanungsverbot aufgehoben werden. So könnten Planungs- und Genehmigungsprozesse für DC42 und DC42plus starten, um im Falle des bestätigten Bedarfs unverzüglich mit der Bauausführung beginnen zu können.
Zeitliche Staffelung von Projekten
Die festgestellte Marktverknappung bei technischen Komponenten und Dienstleistungen sowie die erheblichen Kostensteigerungen decken sich mit unseren Erkenntnissen. Der Vorschlag zur zeitlichen Staffelung der Netzausbauvorhaben unterstützt das Ziel höherer Kosteneffizienz. Der Netzausbaubedarf reduziert sich im Vergleich zum NEP Strom 2023 für das Leitszenario A um rund 900 Trassenkilometer, während die Kosten um mehr als 30 % steigen. Damit ist zumindest eine 30 %-ige Steigerung in den Standardkosten innerhalb von zwei Jahren festzuhalten. Dieser Entwicklung muss mit geeigneten Maßnahmen entgegengewirkt werden. Durch eine zeitliche Staffelung würden zum einen die Netzbetreiber in der operativen Umsetzung bei Planung und Bau entlastet. Zum anderen ergäben sich daraus auch Chancen, Finanzierungskosten zu senken, wenn Netzbetreiber auf einen entspannteren und weniger nachgefragten Lieferantenmarkt zurückgreifen könnten.
Freileitung
EnBW spricht sich klar für Planung und Ausführung der neuen HGÜ-Vorhaben als Freileitung aus. Die längere Lebensdauer in Verbindung mit den geringeren Kosten für Investition und Betrieb sowie deutlich höherer Verfügbarkeit macht die Freileitung wirtschaftlich eindeutig vorteilhafter. Zudem bietet die Freileitung Vorteile durch Recyclingmöglichkeiten nach Nutzungsende und man kann von deutlich kürzeren Bauzeiten ausgehen. Zwar beeinträchtigt eine Freileitung das Landschaftsbild stärker, doch ist ihr Einfluss auf Flora und Fauna beim Bau, Betrieb und Rückbau wesentlich geringer. In kritischen Netzsituationen kann die Freileitung witterungsabhängig überlastet werden, ein Erdkabel hingegen – wenn überhaupt – nur zu Lasten eines signifikanten Lebensdauerverzehrs. Freileitungen lassen sich im Störungsfall deutlich einfacher und schneller reparieren, da sie jederzeit zugänglich sind. Erdkabel benötigen dagegen aufwendige Tiefbauarbeiten und dadurch vermutlich längere Störungsbehebungszeiten (z.B. Lokalisierung, Kabelgraben, Ersatztrasse).
Regulatorischer Rahmen
Die Umsetzung der im NEP Strom 2025 vorgesehenen Maßnahmen erfordert enorme Investitionen. Grundvoraussetzung ist ein Regulierungsrahmen, der Anreize für Investitionen schafft und die vollständige Refinanzierung von Kapital- und Betriebskosten sicherstellt. EnBW plädiert für einen regulatorischen Rahmen, der neben der Refinanzierung auch Raum für innovative Lösungen bietet, die – wie von den ÜNB beschrieben – oft OPEX-lastig sind. Dies unterstützt das Ziel eines kosteneffizienten Netzausbaus.
Kraftwerke
Bereits heute ist das Stromsystem auf die kurzfristige Verfügbarkeit von disponibler Leistung angewiesen, jedoch mit der Tendenz, dass durch den weiter steigenden Anteil an dargebotsabhängigen Erzeugungsanlagen zusätzliche disponible Leistung erforderlich ist. Der vorliegende NEP-Entwurf enthält Angaben zu installierten Kraftwerksleistungen. Die dort hinterlegten Angaben für den Zubau sind aus EnBW-Sicht zeitlich sehr ambitioniert und nicht deckungsgleich mit den Angaben zum Szenariorahmen des ersten Entwurfs des NEP Strom 2025 sowie des aktuellen Szenariorahmens zum NEP Gas. Wir regen daher eine Überprüfung und Aktualisierung der Kraftwerksstandorte und -leistungen an.
Systemische Netzentwicklungsplanung
EnBW unterstützt die integrierte und systemische Betrachtung von Strom, Gas und H2. Nur so lassen sich optimale Lösungen für die Ausgestaltung des zukünftig klimaneutralen Energiesystems finden. Das EnWG gibt den Rahmen für eine zeitlich synchrone und inhaltlich abgestimmte Erarbeitung und Veröffentlichung von Szenariorahmen und Netzentwicklungsplänen Strom sowie Gas/H2, insbesondere auch unter Einbezug der Verteilnetzebene. Mit dieser Konsultation des ersten Entwurfs des NEP Strom 2025 liegt derzeit jedoch noch kein Entwurf zum Netzentwicklungsplan Gas/H2 vor. Eine zeitgleiche Veröffentlichung würde zu einer höheren Transparenz und Nachvollziehbarkeit im Gesamtprozess führen. So sind beispielsweise für die im Rahmen des Engpassmanagements verfügbaren Kraftwerkskapazitäten und deren Verortung auch deren gasseitige Anschlusskapazitäten (H2 oder Erdgas i.V.m. CCS) von Relevanz.
Offshore-Optimierung ohne verpflichtende Überbauung
Eine verpflichtende Überbauung wie von den ÜNB angenommen ist aus EnBW-Sicht weder wirtschaftlich tragfähig noch systemisch sinnvoll. Die in der von den ÜNB beauftragten Studie des Fraunhofer IWES 2 ermittelten Überbauungswerte sind zu hoch, da die Stromgestehungskosten nicht berücksichtigt werden. Zwar werden die negativen Effekte einer Spitzenkappung (bis zu 7 – 8 % Ertragsverlust) technisch erfasst, jedoch fehlt eine Kosten-Nutzen-Abwägung. Ohne Einbeziehung von Finanzierung, Marktmechanismen und Betreiberrestriktionen resultieren unrealistisch hohe Überbauungsgrade, die die Systemkosten erhöhen. Die Studie zeigt zudem, dass Offshore-Windparks auch ohne verpflichtende Überbauung nahezu 2.000 Volllaststunden ins Übertragungsnetz einspeisen.
EnBW fordert daher, im zweiten Entwurf des NEP Strom 2025 Überbauung als freiwillige, flächenspezifisch optimierte Lösung anzunehmen, wie sie sich mit 5 –7 % Überbauung bereits als Branchenpraxis etabliert hat. Weitere Erkenntnisse zu höheren Überbauungswerten sind von der laufenden BWO-/BDEW-Studie unter Beteiligung der ÜNB zu erwarten, die das volkswirtschaftliche Optimum zwischen ONAS-Ausnutzung und minimalen LCOE untersucht (Ergebnisse: Februar 2026). Flexible Ansätze wie Überbauung, Speicher oder hybride Konzepte fördern Innovation und Kosteneffizienz, ohne die Realisierungswahrscheinlichkeit zu gefährden. Andere Studien 3,4 zeigen zudem, dass eine Reduktion der Leistungsdichte und des Offshore-Ausbauziels größere Systemkostenvorteile bringt als eine pauschale Pflicht zur Überbauung. Hier ist zwar der Gesetzgeber gefordert, den Handlungsspielraum zu erweitern, doch sollten die ÜNB dies bereits im NEP-Prozess berücksichtigen.
35 Jahre Laufzeit für Offshore-Windparks
OWP dürfen laut WindSeeG eine Laufzeitverlängerung von 10 Jahren beantragen (von 25 auf 35 Jahre). Die vom Fraunhofer IWES im Auftrag des BDEW erstellte Studie zeigt, dass eine Verlängerung um zehn Jahre die volkswirtschaftlichen Stromgestehungskosten am stärksten senkt (über 10 %). Darüber hinaus bietet ein möglichst langer Weiterbetrieb ökologische Vorteile: verbesserte CO₂-Bilanz, geringerer Ressourcenverbrauch und weniger Eingriffe in das marine Ökosystem. Technisch ist eine Betriebsdauer von 35 Jahren möglich, wie EnBW jüngst am Beispiel Baltic 2 nachgewiesen hat. EnBW fordert daher, die Betriebsdauer in den Szenarien B und C von 30 auf 35 Jahre zu erhöhen.