LONDON (IT BOLTWISE) – Das Bundeskabinett hat einen Entwurf zum Netzanschlusspaket beschlossen, der Netzbetreibern ab 2027 mehr Eingriffsspielraum gibt. In kapazitätslimitierten Netzgebieten sollen Wind- und Solarprojekte künftig seltener ans Netz kommen oder deutlich weniger Einspeisung erwarten lassen. Entscheidend ist, ob die Leistung angeschlossener Erneuerbarer im Vorjahr um mehr als fünf Prozent reduziert werden musste. Für Investoren wird damit die Ertragsrechnung komplexer, weil Entschädigungen und Abschalt-Rahmenbedingungen deutlich anders werden sollen.
Die Logik der Energiewende bekommt mit dem geplanten Netzanschlusspaket (NAP) eine neue Priorisierung: Nicht mehr nur der schnellere Zubau von Wind und Solar wird zum Maßstab genommen, sondern auch die Frage, ob die Netze die zusätzliche Einspeisung physisch zuverlässig aufnehmen können. Der Entwurf, der im Bundeskabinett beschlossen wurde und auf Katherina Reiche (CDU) zurückgeht, soll ab 2027 zentrale Privilegien für Erneuerbare in bestimmten Netzregionen einschränken. Im Kern erhalten Netzbetreiber neue Befugnisse, Anträge für neue Wind- oder Solarparks in definierten Gebieten abzulehnen. Damit verschiebt sich das Risiko vom Netzbetreiber hin zum Projektentwickler, weil die wirtschaftliche Machbarkeit stärker an die jeweilige Netzsituation gekoppelt wird.
Technisch entscheidend ist die Definition „kapazitätslimitiert“. Ein Netzgebiet soll zunächst als kapazitätslimitiert ausgewiesen werden; diese Einstufung muss bei der Bundesnetzagentur öffentlich einsehbar sein. Praktisch wird die Einstufung daran festgemacht, ob die Leistung einer angeschlossenen Erneuerbaren-Energien-Anlage im vorherigen Jahr um mehr als fünf Prozent reduziert werden musste. Die Einstufung soll für sechs Jahre gelten und einmalig um weitere 1,5 Jahre verlängert werden können. Darüber hinaus ist die Abgrenzung technologiespezifisch: Ein Gebiet, das in Bezug auf Wind als kapazitätslimitiert eingestuft wird, kann trotzdem uneingeschränkt neue Solaranlagen aufnehmen – und umgekehrt. Genau diese Differenzierung trägt der Tatsache Rechnung, dass Netzeinschränkungen sich je nach Einspeiseprofil und Ausbaustand unterscheiden.
Der Hintergrund liegt in einem Problem, das sich in der Praxis immer wieder zeigt: Das Stromnetz wächst langsamer als die Erzeugung aus erneuerbaren Quellen. Wenn dadurch Netzüberlastungen drohen, müssen Anlagen abgeregelt oder gedrosselt werden. Nach aktuellem Recht erhalten Betreiber dafür Entschädigungen, wenn sie ihren erzeugten Strom aufgrund einer Netzüberlast nicht mehr einspeisen können. Diese Abschaltungen nehmen zu, weil viele Wind- und Solaranlagen in Regionen stehen, die zwar gute Erzeugungsbedingungen haben, aber nicht immer dort, wo der Strom letztlich gebraucht wird. Besonders anschaulich wird das am Spannungsfeld zwischen „günstiger Produktion“ und „teurem Bedarf“: In industriestarken Regionen im Süden und Westen laufen dann konventionelle Kraftwerke stärker, weil die Last dort häufig nicht durch erneuerbare Einspeisung gedeckt ist. Die entstehenden Zusatzkosten werden in der Debatte häufig als „Redispatch-Kosten“ zusammengefasst, die 2025 rund drei Milliarden Euro betragen haben.
Für die Projekte, die in Zukunft in kapazitätslimitierten Zonen geplant werden, soll das System spürbar anders funktionieren. In solchen Gebieten wird es laut Entwurf künftig entweder keine oder deutlich weniger Entschädigungszahlungen für Abregelungen geben. Wer dennoch dort neu baut, muss nach den vorliegenden Angaben damit rechnen, dass er bis zu 20 Prozent weniger Ertrag erzielt. Zusätzlich erschwert das die Modellierung, weil eine Drosselung nicht nur vom Wetter abhängt, sondern auch vom Zusammenspiel aus Stromverbrauch und Netzausbau. Wenn diese Unsicherheit steigt, geraten auch Banken unter Druck: Die Sorge lautet, dass Kredite für solche Vorhaben nur noch zu höheren Zinskosten vergeben werden, weil die Risiken im Cashflow zunehmen. Für Projektentwickler entsteht dadurch ein neues Bewertungsraster, bei dem Netzfreigaben und Last-/Engpassdaten mindestens so wichtig werden wie das Standortpotenzial selbst.
Die Industrie reagiert entsprechend ambivalent und teils scharf. Der Bundesverband Windenergie (BWE) argumentiert, dass kapazitätslimitierte Gebiete für Neuanlagen praktisch nicht erschließbar seien; das Modell werde damit faktisch zum „Verhinderungsinstrument“ für erneuerbare Energien. Auch der Stadtwerkeverband VKU, der Netzbetreiber vertritt, verbindet die Änderungen mit einer klaren Erwartung: Netzbetreiber sollen mehr Möglichkeiten bekommen, den Ausbau neuer Anlagen stärker an die tatsächlichen Netzkapazitäten zu koppeln. VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing begrüßt deshalb die Richtung des Gesetzes und stellt darauf ab, dass der Netzausbau nicht länger dem Ausbau der Erzeugung hinterherlaufen dürfe. Gleichzeitig wird sichtbar, dass der Entwurf nicht nur ein technisches Detail adressiert, sondern eine Verteilungsfrage: Wer trägt die Unsicherheit, wenn Netze Engpässe nur teilweise abfedern können?
Wie stark einzelne Bundesländer betroffen sein könnten, ist eine der offenen Größen – und hängt auch davon ab, wie „windschwach“ oder „sonnig“ das jeweils betrachtete Vorjahr war. 2025 war den Angaben zufolge ein windschwaches Jahr; dadurch fiel insgesamt weniger Windstrom an und entsprechend mussten auch weniger Anlagen abgeregelt werden. In einem normalen oder sogar windstarken Jahr könnten deshalb mehr Landkreise die Kriterien für kapazitätslimitierte Netze erfüllen. Für Solar gilt ein vergleichbares Prinzip: In einem besonders sonnigen Jahr könnten mehr Regionen in die kritische Zone rutschen. Eine ergänzende Einordnung liefert ein Rechenversuch: Green Planet Energy hatte in früheren Planungsphasen zusammen mit Enervis Abschaltungen 2025 auf Ebene von Landkreisen untersucht; damals lag die Schwelle bei drei Prozent statt der nun genannten fünf Prozent. Daraus ergaben sich vor allem in Nordregionen an der Ost- und Nordsee sowie in Bayern auffällige Gebiete. Aufgeteilt nach Technologien wurden dabei 73 Landkreise als solarrelevant und 50 als windrelevant genannt; als wahrscheinliche Hotspots werden nun vor allem Bayern, Sachsen-Anhalt, Niedersachsen sowie für Wind zusätzlich die gesamte Küstenregion und Brandenburg beschrieben.
Für die nächsten Schritte ist entscheidend, wie Länder und Legislative den Kabinettsbeschluss aufnehmen. Viele Bundesländer hätten den Reiche-Plan zuvor kritisiert, gerade weil eigene Ausbauziele für die Erneuerbaren bereits politisch vereinbart sind und einige Regionen bis 2040 klimaneutral werden wollen. Das bedeutet: Je mehr Landkreise in die kapazitätslimitierte Kategorie fallen, desto stärker verschiebt sich der Ausbaupfad – und desto dringlicher wird die Frage, ob Netzausbau und Speicherförderung parallel beschleunigt werden. Bundestag und Bundesrat sollen sich im Herbst mit den Gesetzen beschäftigen und gegebenenfalls Änderungen herbeiführen. Bis dahin bleibt das Risiko zweigeteilt: Auf der einen Seite stehen geringere Entschädigungen und schwierigere Investitionsrechnungen in Engpassregionen, auf der anderen Seite könnte das Konzept Netzengpässe endlich transparenter machen – also genau dort eingreifen, wo die technische Realität der Energiewende bisher am schnellsten nachgehinkt hat.
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