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Die Liberalisierung der Blindleistung und Schaffung von regionalen nicht ausschreibungspflichtigen Q-Beschaffungsprozessen ermöglicht vor allem künftig erhebliche Kostenreduktionspotenziale. Allerdings ist die Etablierung mit umfangreichen Eingriffen in den heutigen Normen- und Gesetzesrahmen verbunden. Damit diese Potenziale gehoben werden können, bedarf es einerseits der Möglichkeit der Kostenanrechnung im Rahmen der Netznutzungsentgelte, andererseits eines Anreizsystems, sinnvoll und sorgsam mit Q umzugehen. Grundsätzlich ist vorher gründlich zu untersuchen, ob und ab welchem Zeitpunkt die Liberalisierung der Blindleistung zielführend ist und wie im Detail die Liberalisierung der Blindleistung auszugestalten wäre.
Der Anteil fluktuierender erneuerbarer Energien im deutschen Strommix steigt. Um die Netzstabilität zu erhalten, Fluktuationen im Dargebot nach Wetterlage und saisonal auszugleichen sind absehbar ab ca. 2030 große Stromspeicherkapazitäten erforderlich. Wasser-Pumpspeicherwerke sind derzeit die einzige langjährig erprobte Technologie, die künftig in Braunkohletagebauen, welche im Zuge der Energiewende aufgegeben werden, errichtet werden könnten. Eine Überschlagsrechnung am Beispiel eines Pumpspeicherwerks in verschiedenen Tagebauen zeigt, dass diese mit bis zu 400 GWh ein signifikantes technisches Speicherpotenzial haben.
In den Verteilungsnetzen (VN) besteht erheblicher Optimierungsbedarf, um die geplanten Leistungen an dezentralen Erzeugungsanlagen (EZA) aufnehmen und um die erzeugte Energie an das Übertragungsnetz abgeben zu können. Bislang konnte der Aufwand für die Netzplanung im VN mittels standardisierter Abläufe und großzügigen Reserven im Spannungsband und der Stromtragfähigkeit begrenzt werden. Im Zuge des Zubaus an EZA schwinden diese Reserven und Netzplanungsaufgaben müssen individueller für einzelne Netzabschnitte gelöst werden. Die Forschungsstelle für Energienetze und Energiespeicher (FENES) der OTH Regensburg beschäftigt sich u. a. mit der Fragestellung wie die Netzplanung im Verteilungsnetz hinsichtlich der neu entstandenen Herausforderungen optimiert werden kann und gleichzeitig praktikabel bleibt. Kernthemen sind dabei das Spannungs- und das Blindleistungsmanagement im Verteilungsnetz. Im Zuge der Energiewende gilt es die vorhandene Netzinfrastruktur noch effizienter auszunutzen und den Ausbau noch stärker bedarfsorientiert zu gestalten. Infolgedessen bewegt sich der Netzbetrieb näher an den Grenzen der Netzparameter (z. B. Spannungshaltung und Auslastung). Von daher müssen bislang praktizierte Verfahren weiter entwickelt werden, , um weiterhin einen sicheren und stabilen Netzbetrieb zu gewährleisten.
Im Zuge der Energiewende werden die erneuerbaren Energien zur tragenden Säule unserer Stromversorgung. Bis 2025 sollen bundesweit 40-45 % des Stroms aus erneuerbaren Quellen stammen, bis 2050 sogar 80 %. Dabei wird der erzeugte Strom hauptsächlich aus Wind und Sonne stammen. Im Norden der Bundesrepublik wird Wind die Erzeugung dominieren, während im Süden, insbesondere in Bayern der Strom vornehmlich aus Photovoltaik gewonnen werden wird. Um die Ziele der Energiewende zu erreichen, wird neben den ausreichenden Erzeugungskapazitäten auch eine leistungsfähige Infrastruktur zur Verteilung und Nutzung des erneuerbaren Stroms notwendig sein. Planbarkeit und Sicherung der Versorgungsqualität bei zunehmenden Anteilen von volatiler Erzeugung werden dabei zu einer immer größeren Herausforderung. Das Projekt neos hat im engen Verbund mit den beteiligten Partnern wichtige tagesaktuelle Fragestellungen wissenschaftlich erörtert und untersucht, die sich durch die laufende Transformation des Energiesystems und den rasanten Ausbau der Anlagen zur erneuerbaren Energieerzeugung den Projektpartnern stellen.