LONDON (IT BOLTWISE) – Ab 2027 können Netzbetreiber in kapazitätslimitierten Gebieten Anschlussanträge für Photovoltaik ablehnen, wenn zuvor häufig abgeregelt werden musste. Gleichzeitig endet die klassische Einspeisevergütung für Neuanlagen und wird durch eine befristete Übergangslösung ersetzt. Für Prosumer zeichnet sich zudem ein Grundpreisaufschlag ab 2029 ab, der die Wirtschaftlichkeit verändern kann. Vor dem Hintergrund von Redispatch-Kosten, Wetterextremen und schleppendem Netzausbau rückt damit die frühzeitige Netzplanung in den Fokus.
Der Umbau der Stromversorgung wirkt derzeit nicht nur technisch, sondern auch buchstäblich auf der Anschlussseite: In Deutschland kommt es ab 2027 zu neuen Regeln rund um den Netzzugang für Photovoltaik. Hintergrund ist das Zusammenspiel aus Wetterextremen, verzögertem Netzausbau und einem Engpassmanagement, das Spitzen abfangen soll, aber für Betreiber spürbar wird. Wenn Klimaveränderungen die Einspeiseprofile verschieben und Netze lokale Überlasten nicht schnell genug abbauen, entstehen Situationen, in denen Anschluss- und Einspeisemöglichkeiten zeitweise enger werden. Das kündigt sich im neuen Netzanschlusspaket besonders für kapazitätslimitierten Gebiete an.
Technisch bedeutet das: Netzbetreiber dürfen Anschlussanträge in Regionen ablehnen, in denen die verfügbare Netzkapazität nicht ausreicht und in denen im Vorjahr mehr als fünf Prozent der Anlagen abgeregelt werden mussten. Solche Abregelungen sind eine Folge davon, dass die physikalischen Transportwege für Strom zeitweise nicht mit der Erzeugung mithalten. Aus Schätzungen wird dabei abgeleitet, dass rund 90 Landkreise betroffen sein könnten. Für Eigentümer von Eigenheimen, die PV-Anlagen planen oder erweitern wollen, verschiebt sich damit der Planungsmaßstab: Die Entscheidung fällt nicht mehr nur anhand von Dachfläche und Förderung, sondern auch anhand der lokalen Netzsituation und der Wahrscheinlichkeit für wiederkehrende Engpässe.
Parallel dazu verändert die EEG-Novelle 2027 die Kalkulation über die Einnahmeseite. Die klassische Einspeisevergütung für Neuanlagen entfällt demnach, ersetzt durch eine Übergangslösung, die laut Angaben eine Laufzeit von 36 Monaten vorsieht und maximal 5,2 Cent pro Kilowattstunde bereitstellt. Das ist ein Einschnitt, weil der Erlösstrom aus der Einspeisung bisher häufig die Lücke zwischen Investition und Amortisation geschlossen hat. Zusätzlich steht die geplante Wirkleistungsbegrenzung auf 50 Prozent als weiterer Hemmschuh für die Energiewende im Raum; gerade bei Anlagen, die flexibler in das Netz eingreifen müssten, können solche Begrenzungen den Nutzen von PV im System verringern. Ab 2029 können für Prosumer außerdem zusätzliche Kosten entstehen, wenn die Bundesnetzagentur einen Grundpreisaufschlag für Solaranlagen-Besitzer vorsieht.
Dieser Grundpreisaufschlag soll nach Planungen zwischen 70 und 90 Prozent des regulären Grundpreises liegen. In der Folge wird für Betreiber eine jährliche Mehrbelastung von etwa 105 bis 135 Euro genannt; Balkonkraftwerke bleiben dabei ausgenommen. Auf der Kostenseite zeigt sich zudem, warum die Energiewende im Netzbereich gerade unter Druck steht: Verbraucher zahlen trotz teilweise niedriger Gestehungskosten im Strommarkt im Durchschnitt rund 39 Cent pro Kilowattstunde. Ein wesentlicher Treiber sind die Kosten des Engpassmanagements, namentlich Redispatch. Für 2025 werden dafür rund 3,1 Milliarden Euro genannt, und als Ursache wird unter anderem der stockende Netzausbau beschrieben: Von geplanten 17.000 Kilometern seien erst etwa 3.000 realisiert. Das erklärt, warum selbst gute Wettertage die Versorgungslage nicht automatisch glätten.
Dass die Stromerzeugung insgesamt anfälliger wird, lässt sich auch an internationalen Beispielen festmachen. In Österreich stammt rund zwei Drittel der erneuerbaren Energie aus Wasserkraft; dort führen anhaltende Dürreperioden zu Produktionsengpässen. Auch thermische und kerntechnische Anlagen geraten im Sommer unter Druck: Im August 2026 mussten laut Bericht Kernkraftwerke in der Schweiz und in Ungarn ihre Leistung drosseln, weil die Wasserkapazitäten in der Aare bzw. die Niedrigwasserlage in der Donau nicht ausreichten und hohe Wassertemperaturen die Kühlung erschwerten. Neuere Anlagen mit Kühltürmen sind weniger betroffen, dennoch zeigt sich: Die bestehende Infrastruktur ist verwundbar, und Engpässe können sich gleichzeitig in mehreren Dimensionen überlagern – Netz, Kühlung und Erzeugungsprofil.
Für die Systemstabilität rücken daher Batteriespeicher stärker in den Mittelpunkt, weil sie Einspeisespitzen glätten und damit Abregelungen reduzieren können. Für 2025 werden in der EU 36 Gigawattstunden neu installierte Speicherkapazität genannt, insgesamt liegt das Volumen nun bei über 100 Gigawattstunden. Außerdem wird auf eine Einschätzung verwiesen, nach der sich Redispatch-Kosten durch mehr Speicher um bis zu vier Milliarden Euro pro Jahr senken ließen, wie sie einem Bericht des Fraunhofer-Instituts entnommen sein sollen. Gleichzeitig versucht die Branche, die Engpässe nicht nur mit Hardware, sondern auch mit KI-gestützter Effizienzsoftware zu adressieren: Ein Startup namens cosy.green setzt dabei auf Künstliche Intelligenz, um Bestandsheizungen zu optimieren, mit Einsparungen von bis zu 29 Prozent. Solche Ansätze zielen darauf, Lastprofile im Gebäude zu flexibilisieren – ein Hebel, der besonders dann wichtig wird, wenn Versorgungslagen kurzfristig volatil bleiben.
Auch wenn Verbraucher perspektivisch weiter mit hohen Endpreisen rechnen müssen, zeigt sich die Lage nicht überall gleichermaßen dramatisch. Für den kurzfristigen Fahrplan wird etwa genannt, dass die deutschen Gasspeicher Anfang August nur zu 48 Prozent gefüllt waren, deutlich unter dem Mittel der Jahre 2017 bis 2021; Fachleute warnen deshalb vor möglichen Preisspitzen im Winter. Die Bundesnetzagentur sieht dabei derzeit keine akute Krise. Für PV-Betreiber folgt daraus eine klare Management-Aufgabe: Wer ab 2027/2029 wirtschaftlich bleiben will, muss frühzeitig planen – inklusive der Frage, wie sich die Übergangsphase nach EEG 2027 auf eigene Last- und Einspeiseannahmen auswirkt und ob lokale Netzbedingungen bei zukünftigen Erweiterungen eine Rolle spielen. Im Kern geht es nicht um einen einzelnen Stichtag, sondern um eine neue Planungslogik rund um Netzkapazität, Vergütung und Anlagenflexibilität.
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