LONDON (IT BOLTWISE) – Die Bundesnetzagentur will die Netzentgelte neu verteilen und ab 2029 einen Grundpreisaufschlag für neue Photovoltaik-Anlagen einführen. Der Aufschlag soll sich laut Entwurf auf 70 bis 90 Prozent des regulären Grundpreises belaufen, mit einer jährlichen Obergrenze. Parallel endet die staatlich garantierte Einspeisevergütung für Neuanlagen ab 2027, zunächst mit einer Übergangslösung. Zusätzlich rücken strengere Regeln zum Netzanschluss in den Fokus, inklusive einer Pflicht zur Smart-Meter-Ausstattung ab 2 Kilowatt Leistung.
Mit der geplanten Neuverteilung der Netzentgelte und dem parallel angestoßenen Umbau der Einspeisevergütung ändert sich für Photovoltaik-Betreiber gleich an mehreren Stellen die wirtschaftliche Kalkulation. Im Kern geht es um zwei Kostentreiber: den Netzanschluss und die Frage, wie viel Erlös künftig aus der Einspeisung entsteht. Die Bundesnetzagentur adressiert dabei nicht nur einzelne Tarife, sondern verlagert die Kostenstruktur so, dass Strombezug und Netzdienstleistung enger miteinander verzahnt werden. Für Investitionsentscheidungen bedeutet das: Rendite-Modelle müssen ab 2027/2029 neu durchgerechnet werden, insbesondere wenn bisherige Annahmen zu garantierten Vergütungen oder zu verlässlichen Grundpreisen direkt in Business Cases eingegangen sind.
Der Entwurf trägt laut Text die Bezeichnung „AgNes“ und sieht ab 2029 einen Aufschlag auf den Grundpreis für Besitzer von Photovoltaik-Anlagen vor. Die Erhöhung soll zwischen 70 und 90 Prozent des regulären Grundpreises liegen. Als Rechenbeispiel nennt der Entwurf einen Jahresgrundpreis von 150 Euro: Dann entsprächen die Zusatzkosten rechnerisch 105 bis 135 Euro, wobei eine Deckelung greift – maximal 100 Euro pro Jahr. Balkonkraftwerke sollen ausdrücklich ausgenommen bleiben, was den Gesetzgeber klar in Richtung einer Abgrenzung nach Anlagengröße und Systemrolle positioniert. Bereits ab April 2028 soll der Aufschlag dann getrennt auf der Stromrechnung ausgewiesen werden, sodass Haushalte und kleine Gewerbetreibende die Umstellung nicht erst im Endabrechnungsstadium „im Nachhinein“ spüren.
Während die Netzentgelte also neu kalibriert werden, betrifft die Reform auch den Erlösstrom aus der Einspeisung: Die staatlich garantierte Einspeisevergütung soll für Neuanlagen ab 2027 entfallen. Für die aktuelle Auslegung ist entscheidend, dass im Text als Stichtagsbezug Anlagen genannt werden, die im August 2026 in Betrieb genommen werden: Dann erhalten Betreiber noch 7,7 Cent pro Kilowattstunde bei Teileinspeisung und 12,2 Cent bei Volleinspeisung. Der Kabinettsentwurf ergänzt hierzu eine Übergangslösung, die zunächst eine Dämpfung der Veränderung bringen soll: Für 36 Monate sind maximal 5,2 Cent pro Kilowattstunde vorgesehen, danach sinkt der Wert jeweils alle sechs Monate weiter. Zusätzlich müssen Anlagen ab 2 Kilowatt Leistung künftig mit Smart Metern ausgestattet werden, wodurch sich technische und organisatorische Voraussetzungen für Planung, Messkonzept und Betrieb zugleich verschieben.
Doch die Änderungen bleiben nicht auf Einspeisung und Grundpreise beschränkt. Auch beim Netzanschluss sollen ab 2027 neue Hürden für Wind- und Solarparks gelten: Verteilnetzbetreiber dürfen Anträge in kapazitätslimitierten Gebieten ablehnen, wenn im Vorjahr eine Abregelungsquote von mehr als fünf Prozent erreicht wurde. Damit wird ein klar messbarer Indikator aus dem Betrieb genutzt, um Neubau in Engpassregionen zu bremsen – und die Folge kann sein, dass Projekte zeitlich, organisatorisch oder sogar räumlich umgeplant werden müssen. Aus der Marktperspektive wird im Text genannt, dass bis zu 90 Landkreise betroffen sein könnten. Dort drohen außerdem Folgen über den Anschluss hinaus: Entschädigungszahlungen bei Netzüberlastungen sollen entfallen, wobei Solaranlagen Ertragsausfälle bis 20 Prozent selbst tragen sollen und Windkraftanlagen bis 18 Prozent. Hintergrund sind die gestiegenen Redispatch-Kosten zur Netzstabilisierung; für 2025 wird im Text ein Volumen von rund 3 Milliarden Euro prognostiziert.
Für Betreiber und Planer verschiebt sich dadurch der Schwerpunkt der Risikoanalyse. In der Praxis heißt das: Nicht nur die Größe der Anlage und der erwartete Eigenverbrauch werden relevant, sondern auch die lokale Netzsituation, die Höhe zukünftiger Abregelungen und die Frage, wie stark die Einspeisung überhaupt noch planbar ist. Smart Meter wirken dabei nicht wie ein „reines Compliance-Thema“, sondern als technisches Fundament dafür, Mess- und Abrechnungsdaten präzise zu erfassen, während sich im selben Atemzug die Vergütungslogik für Neuanlagen ändert. Wer bisher stark auf eine gleichbleibende Vergütung gesetzt hat, muss künftig stärker auf alternative Wertquellen schauen: Eigenverbrauch, Lastmanagement und gegebenenfalls Speicherstrukturen, weil die Einspeiseerlöse weniger planbar wirken.
Entsprechend zeigt sich in der politischen Debatte auch ein Konflikt zwischen kurzfristiger Belastungsbegrenzung und langfristiger Systemanpassung. Der Text beschreibt politische Spannungen: Während Vertreter der Sozialdemokratie aktuelle Strompreisprognosen kritisieren, fordern Wirtschaftsverbände eine schnelle Entlastung des Mittelstands. In diesem Kontext wird auch eine Größenordnung genannt, nach der Netzkosten mittlerweile 20 bis 30 Prozent des Strompreises ausmachen. Zugleich hebt der Text ein weiteres Argument hervor: Potenziale im Speicherausbau, bei dem Einsparungen von bis zu 4 Milliarden Euro jährlich möglich sein sollen – allerdings würden die politischen Rahmenbedingungen dafür als unzureichend eingeschätzt. Für Entscheidungsträger in Unternehmen und Kommunen heißt das: Es reicht nicht, die eigene PV-Anlage zu optimieren; gefragt ist auch eine Strategie, wie Speichersysteme, Netzengpassmanagement und Förderlogiken zeitlich zusammenpassen.
Bis zu einer endgültigen Festlegung bleibt allerdings Zeit für konkrete Rückfragen und Anpassungen. Das Konsultationsverfahren zum Netzentgeltsystem soll bis Ende 2026 laufen, danach soll ein endgültiger Beschluss folgen. Parallel wird der Bundestag im September beraten. Für die Projektplanung bedeutet das eine klare Handlungslogik: Vergütungs- und Netzentgeltannahmen müssen in den nächsten Wochen aktualisiert werden, insbesondere für Anlagen, die zeitlich in den Übergangsbereich fallen. Wer bereits heute ein Investitionsdatum plant, sollte außerdem prüfen, ob die Smart-Meter-Pflicht ab 2 Kilowatt Leistung im eigenen Zeitplan zur Reibung führt und wie sich die neu definierte Netzanschlusslogik auf die Anschlusszusage auswirken kann. Am Ende entscheidet die Kombination aus lokalen Netzbedingungen und der neuen Kosten- und Erlösstruktur darüber, ob sich eine PV-Erweiterung wirtschaftlich stabil darstellt oder ob ein späterer Einstieg mit besseren Rahmenbedingungen wahrscheinlicher wird.
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