BERLIN / LONDON (IT BOLTWISE) – Das Bundeskabinett hat einen Gesetzentwurf beschlossen, der ab 2027 neue Befugnisse für Netzbetreiber schafft. In als „kapazitätslimitiert“ ausgewiesenen Netzgebieten sollen Anträge für neue Wind- und Solarparks künftiger nur noch eingeschränkt genehmigt werden. Entscheidend ist die Entwicklung der Abregelung im Vorjahr, die öffentlich bei der Bundesnetzagentur nachvollzogen werden kann. Für Investoren wird damit die Erlösplanung schwieriger, weil Entschädigungen in diesen Zonen sinken oder wegfallen können.
Der Gesetzesentwurf aus dem Wirtschafts- und Energieministerium um Katherina Reiche stellt den praktischen Engpass der Energiewende in den Mittelpunkt: Erweitert wird zwar immer schneller an der Erzeugung, aber der Ausbau der Stromnetze kann nicht im gleichen Tempo folgen. Genau wenn Leitungen überlastet sind, müssen Netzbetreiber angeschlossene Anlagen drosseln oder abschalten. Die Neuregelung zielt darauf, dass sich diese Kosten künftig stärker nach Standort und Netzauslastung richten und weniger pauschal über Entschädigungen abgefedert werden.
Technisch und prozedural ist das „Netzanschlusspaket“ vor allem ein Eingriffsrecht in den nächsten Schritt der Projektpipeline. Netzbetreiber sollen Anträge für neue Wind- oder Solarparks ablehnen dürfen, sofern das jeweilige Netzgebiet zuvor als „kapazitätslimitiert“ eingestuft wurde. Dafür nutzt der Entwurf eine klare Kennzahl: Ein Netzgebiet gilt dann als kapazitätslimitiert, wenn die Leistung der angeschlossenen Erneuerbaren-Anlagen im Vorjahr um mehr als fünf Prozent gedrosselt werden musste. Die Einordnung soll öffentlich bei der Bundesnetzagentur einsehbar sein und im Regelfall bis zu sechs Jahre gelten, wobei eine einmalige Verlängerung um weitere eineinhalb Jahre möglich ist.
Wichtig ist dabei die technologiespezifische Betrachtung: Ein Gebiet kann für Windkraft als kapazitätslimitiert eingestuft sein, während neue Solaranlagen dort weiterhin deutlich leichter angeschlossen werden sollen – und umgekehrt. Damit versucht der Entwurf, nicht pauschal „ganze Regionen“ zu blockieren, sondern die Netzbelastung anhand der tatsächlichen Abregelung nach Technologie zuzuordnen. Für die Betreiber neuer Projekte bedeutet das: Standortwahl und Systemplanung werden noch stärker zu einer Frage der konkreten Netzsituation, nicht nur zu einer Frage von Flächenverfügbarkeit oder Sonneneinstrahlung.
Hintergrund ist ein Kostenproblem, das seit Jahren in der Praxis als Redispatch spürbar ist. Wenn Netze überlastet sind, springt in den betroffenen Zeitfenstern häufig die konventionelle Erzeugung einspringen, um die Systemstabilität zu sichern. Laut dem im Text genannten Hinweis summierten sich die Abregelungskosten 2025 auf rund drei Milliarden Euro; zusammengefasst wird das mit den Kosten für teureren Strom aus fossilen Kraftwerken unter dem Begriff Redispatch-Kosten. Das neue Gesetz will verhindern, dass ausgerechnet in Gebieten mit besonders häufigen Netzproblemen die wirtschaftlichen Risiken der Drosselung in der Breite abgefedert werden – statt dessen sollen Betreiber neuer Anlagen einen größeren Teil des Risikos selbst tragen.
Konsequenzen gibt es nicht nur bei der Genehmigung, sondern auch bei der Entschädigungslogik. In kapazitätslimitierten Zonen soll es künftig weniger oder deutlich geringere Zahlungen geben, wenn es zu Abregelungen kommt. Der Entwurf nennt als Orientierung, dass Betreiber neuer Solaranlagen in solchen Gebieten auf eine Entschädigung für bis zu 20 Prozent ihres Jahresertrags verzichten müssen; bei Windrädern in ausgewiesenen Vorranggebieten liegt die Grenze bei 18 Prozent. Für Investoren verschiebt sich damit die Frage von der reinen Technik- und Standortrechnung hin zur Finanzierung: Weil Wetter, Stromverbrauch und Netzausbau schwer vorherzusagen sind, wird es schwieriger, belastbare Ertragsprognosen abzuleiten. Die Sorge in der Branche geht laut Text dahin, dass Banken Kredite für entsprechende Projekte dann nur noch zu höheren Zinsen vergeben.
Welche Regionen am Ende tatsächlich als kapazitätslimitiert gelten, lässt sich noch nicht exakt festnageln. Als Indiz verweist der Text auf eine Untersuchung des Beratungsunternehmens Enervis im Auftrag eines Anbieters für Ökostrom, die im Frühjahr 2025 das Abregelungsvorkommen in allen deutschen Landkreisen analysiert hat. Damals galt jedoch eine diskutierte Schwelle von drei Prozent statt der nun genannten fünf Prozent. Auf Basis der damals herangezogenen Logik wären demnach 90 Landkreise betroffen gewesen, besonders an Ost- und Nordseeküste sowie in Bayern; technologisch aufgeteilt hätten 73 Landkreise Solar-Kriterien erfüllt und 50 die Wind-Kriterien. Der Entwurf macht damit bereits deutlich, dass sich die Auswirkungen je Technologie stark unterscheiden können.
Doch selbst diese Größenordnung bleibt volatil, weil das zugrunde liegende Referenzjahr den Ausschlag geben kann. Das Jahr 2025 war windschwach, wodurch insgesamt weniger Windstrom erzeugt und entsprechend seltener abgeregelt werden musste. In einem durchschnittlichen oder besonders windreichen Jahr könnten daher deutlich mehr Landkreise die Schwelle überschreiten. Ein ähnlicher Effekt kann bei Solaranlagen in besonders sonnenreichen Jahren auftreten. Da jeweils nur das vorangegangene Kalenderjahr zählt, können dadurch auch Landkreise zeitweise betroffen sein, die dauerhaft eigentlich nicht im Kern der Netzprobleme liegen. Wie die Bundesländer auf den Kabinettsbeschluss reagieren, ist ebenfalls noch offen; Bundestag und Bundesrat befassen sich im Herbst mit dem Gesetzentwurf und könnten vor dem finalen Beschluss noch Änderungen vornehmen.
Für Unternehmen, die in die KI-gestützte Planung von Energieanlagen und die Automatisierung von Genehmigungs- und Netzprozessen investieren, ist das Signal zugleich ein Produktivitätshebel: Nicht nur die Anlageplanung, auch die datenbasierte Risikoabschätzung gewinnt. Wer Projekte wirtschaftlich absichern will, muss künftig stärker mit variierenden Entschädigungsannahmen und technologiebezogenen Netzprofilen arbeiten. In der Praxis bedeutet das mehr Aufwand in Datenintegration, Szenariomodellen und in der Abstimmung mit Netzbetreibern – nur so lässt sich die Finanzierung so strukturieren, dass auch wechselnde Netz- und Wetterjahre keine bösen Überraschungen auslösen. Die zentrale politische Frage lautet damit letztlich: Wie gut gelingt es, Netzengpässe mit gezielteren Anreizen zu adressieren, ohne den Ausbau erneuerbarer Kapazitäten insgesamt auszubremsen.
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