LONDON (IT BOLTWISE) – Das Bundeskabinett hat den Regierungsentwurf zum Netzanschlusspaket beschlossen, der den Ausbau von Wind- und Solarprojekten ab 2027 stärker an Netzengpässe koppelt. Verteilnetzbetreiber können überlastete Regionen bis zu 6 Jahre als kapazitätslimitierte Netzgebiete ausweisen. Ab 1. Januar 2027 sollen zudem Einspeisegrenzen gelten: 70 Prozent für Freiflächen-Solaranlagen und eine Begrenzung auf 280 Watt pro Quadratmeter Rotorfl äche für Windenergie. Projektierer müssen damit früher denn je prüfen, ob ihr Standort künftig von Redispatch-Vorbehalten und möglichen Verzichtsregelungen betroffen ist.
Mit dem Beschluss des Regierungsentwurfs zum Netzanschlusspaket am 29. Juli 2026 verschiebt die Politik den Fokus im Netzausbau von der reinen Anschlussplanung hin zum laufenden Engpassmanagement. Der Entwurf soll Bundestag und Bundesrat beraten und richtet sich dabei ausdrücklich an künftige Windenergie an Land sowie Photovoltaik-Freifl ächenanlagen. Politisch steht dahinter vor allem ein Timing-Problem: Der Ausbau der Erneuerbaren wächst vielerorts schneller, als neue Netzkapazitäten entstehen. Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche verfolgt mit dem Paket das Ziel, den Zubau zeitlich besser mit der Erweiterung der Stromnetze abzustimmen – nachdem frühere Planungen im Februar 2026 auf Kritik gestoßen waren.
Technisch zentral wird, dass Verteilnetzbetreiber überlastete Regionen nicht nur beobachten, sondern formell als kapazitätslimitierte Netzgebiete ausweisen können. Dafür sieht der Entwurf einen Zeitraum von bis zu 6 Jahren vor, geknüpft an eine harte Kennziffer: Die Wirkleistung des Vorjahres muss um mehr als 5 Prozent reduziert worden sein. Damit werden rechnerische Engpassindikatoren zur Grundlage der Standortbewertung. Gleichzeitig reduziert der Text die Dauer nicht auf Dauerbetrieb der Einschränkung: Eine Verlängerung ist um bis zu 18 Monate möglich, sodass die maximale Belastungsdauer bis zu 7,5 Jahre betragen kann. Auch die Frage, wie stark Abregelungen finanziell abgefedert werden, bleibt nicht offen, sondern wird gedeckelt: Der Entwurf begrenzt den Verzicht auf Entschädigungen bei Abregelungen auf maximal 20 Prozent der jährlichen Stromerzeugung; in ausgewiesenen Windvorranggebieten liegt die Obergrenze bei 18 Prozent.
Ab 1. Januar 2027 greift zudem ein zweites Stellrad, das direkt die Ertragslogik im Projekt verändert. Für Freifl ächen-Solaranlagen soll eine maximale Einspeisung von 70 Prozent gelten, während Windenergieanlagen eine Begrenzung auf 280 Watt pro Quadratmeter Rotorfl äche erhalten. Solche Einspeisegrenzen wirken wie ein strukturelles „Leistungsdämpfer“-Regime: Selbst wenn der Solarertrag oder die Windhöffigkeit an einem Standort stark ausfällt, begrenzt die Regel die tatsächlich einspeisefähige Menge im Engpassfall. In der Praxis bedeutet das für die Projektkalkulation, dass die Erwartungswerte stärker streuen können, weil politische und netzseitige Rahmenbedingungen die Einspeiseverfügbarkeit stärker über Zeit und Region steuern als bisher.
Mit Blick auf das Redispatch-Management macht der Entwurf außerdem deutlich, wie sich der Risikotransfer verlagert. Nach bisherigem Kenntnisstand soll der Redispatch-Vorbehalt ab 1. Januar 2027 im Erneuerbare-Energien-Gesetz verankert werden: Betreiber neuer Anlagen in Engpassgebieten sollen bis zu 10 Jahre auf Ausgleichszahlungen verzichten können, während Bestandsanlagen die Entschädigung weiterhin erhalten. Das ist für die Wirtschaftlichkeit ein harter Einschnitt, weil die internen Renditeannahmen (Cashflows unter Abregelung/Redispatch) künftig stärker davon abhängen, ob und wie lange ein Standort als Engpassgebiet gilt. Berechnungen von Aurora Energy Research ordnen das quantitativ ein: Im Maximalfall könnte der Redispatch-Vorbehalt die interne Verzinsung (IRR) bei Onshore-Windkraftprojekten um 1,0 Prozentpunkt und bei Photovoltaik um 0,8 Prozentpunkte senken; im Basisszenario läge der Rückgang jeweils bei 0,3 Prozentpunkten. Für Projektierer heißt das vor allem: Die Sensitivität auf Standortklassifizierung wird größer, und die Verhandlungsposition gegenüber der technischen Netzplanung verändert sich.
Dass der Engpassdruck in der Realität bereits heute spürbar ist, unterstreicht ein Quartalsbericht der Bundesnetzagentur für das Jahr 2024: Die Gesamtkosten des Netzengpassmanagements beliefen sich demnach auf 2,95 Milliarden Euro. Davon entfielen 554 Millionen Euro auf Entschädigungszahlungen für erneuerbare Energien gemäß Paragraph 13a des Energiewirtschaftsgesetzes. Die Verteilung der Engpassregionen zeichnet zudem ein klares geographisches Muster: Windengpassgebiete konzentrieren sich demnach auf Norddeutschland – konkret Niedersachsen, Schleswig-Holstein, Mecklenburg-Vorpommern, Sachsen-Anhalt, Brandenburg und das nördliche Nordrhein-Westfalen –, während Engpässe bei Photovoltaik überwiegend in Bayern auftreten. Parallel dazu liegt laut den Angaben eine große Mehrheit der noch unbebauten Windvorranggebiete an nicht-limitierten Umspannwerken: Damit kann der Engpass nicht allein an der Fläche hängen, sondern an Netzanschlusspunkten und konkreten Durchleitungsbedingungen.
Genau diese Kopplung steht auch im Zentrum der Kritik. Eine gemeinsame Untersuchung aus dem Umfeld von E-Bridge und dem Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), die 3.000 Umspannwerke erfasste, kommt zu dem Ergebnis, dass 6 Prozent für Wind und 5 Prozent für Photovoltaik als kapazitätslimitiert gelten, diese Anlagen aber für 72 Prozent des Redispatch-Bedarfs verantwortlich sind. Die Stiftung Umweltenergierecht sieht in einem Rechtsgutachten zudem eine mögliche Kollision des geplanten Redispatch-Vorbehalts mit Artikel 13 Absatz 7 der EU-Strombinnenmarktverordnung 2019/943. Unabhängig von der rechtlichen Bewertung wird aus der Projektentwickler- und Finanzierungsperspektive ein praktischer Punkt betont: Wo ein Vorhaben liegt, entscheidet damit über die Erlösqualität deutlich stärker als bisher. BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae machte außerdem deutlich, dass die Annahmen derzeit geprüft würden und ein enges Monitoring sowie eine Evaluierung notwendig seien; zugleich fordert der Verband klare, rechtssichere Regeln für den Bestandsschutz, die Begrenzung limitierten Gebiete auf Engpass-Hotspots und eine beschleunigte Netzausbau-Planung, weil Ausbauzeiten von zehn Jahren nicht akzeptabel seien. Außerdem geht es um operative Ausgestaltung, etwa flexible Vereinbarungen zum Netzanschluss sowie Co-Location-Lösungen, die die reale Planbarkeit für Projektketten verbessern sollen.
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