LONDON (IT BOLTWISE) – Das Bundeskabinett hat einen Gesetzentwurf verabschiedet, der den Netzanschluss für Wind- und Solarprojekte neu ordnet. Ab 2027 sollen Netzbetreiber Anträge in kapazitätslimitierten Regionen ablehnen dürfen, wenn es dort zuvor häufig zu Netzengpässen und Abregelungen kam. Parallel sinken Entschädigungen für gedrosselte Einspeisung, und für neue Solaranlagen ist ab 2027 der Wechsel weg von der klassischen Einspeisevergütung vorgesehen. Direktvermarktung wird zur Pflicht, während eine geplante Wirkleistungsbegrenzung die Rolle von Speichern neu auf die Probe stellt.
Mit dem Gesetzentwurf aus dem Bundeskabinett verschiebt sich der Fokus im deutschen Stromsystem deutlich: Nicht mehr allein die Erzeugungsleistung steht im Mittelpunkt, sondern die Frage, ob und wann neue Wind- und Solarparks überhaupt an das Netz angeschlossen werden können. Konkret sieht der Entwurf ab 2027 vor, dass Netzbetreiber Anträge für neue Anlagen in Regionen ablehnen dürfen, die als „kapazitätslimitiert“ eingestuft werden. Diese Schwelle knüpft an ein messbares Ereignis an: Wenn im Vorjahr mehr als fünf Prozent der dort erzeugten Energie wegen Netzengpässen abgeregelt werden mussten, gilt die Region für die Abschalt-Logik als dauerhaft prekär. Die Einstufung soll bis zu sechs Jahre gelten und einmalig um anderthalb Jahre verlängerbar sein.
Damit verändert sich auch der Takt, in dem Projektierer heute planen müssen. Denn ein Netzengpass ist nicht nur ein technisches Randproblem, sondern schlägt sich unmittelbar auf die Wirtschaftlichkeit nieder. Parallel zur neuen Anschlusslogik sollen die Entschädigungszahlungen für Anlagenbetreiber sinken, deren Produktion gedrosselt wird: Bei Solaranlagen sind bis zu 20 Prozent des Jahresertrags vorgesehen, bei Windkraftanlagen 18 Prozent. Technisch hängt das eng mit dem Redispatch zusammen, also mit Eingriffen zur Netzstabilisierung, die Erzeuger zur Begrenzung der Einspeisung nutzen. Der Entwurf verweist darauf, dass die Kosten für Redispatch 2025 rund drei Milliarden Euro betrugen; 2014 lag die Größenordnung noch bei 188 Millionen. Für Unternehmen bedeutet das: Die Frage nach Netzdurchleitung und Regelbarkeit rückt in dieselbe Liga wie Standortanalyse und Windertrags- oder Einstrahlungsprognosen.
Für neue Solaranlagen steht zudem ein Paradigmenwechsel bei der Vergütung an: Zum 1. Januar 2027 soll die klassische Einspeisevergütung für neue Anlagen entfallen. Für maximal 36 Monate ist stattdessen eine reduzierte Zahlung von höchstens 5,2 Cent pro Kilowattstunde vorgesehen. Zum Vergleich nennt der Text aktuelle Sätze: Für Anlagen bis 10 Kilowatt liegt der Satz für Teileinspeisung bei 7,7 Cent, für Volleinspeisung seit Anfang August bei 12,2 Cent. Flankiert wird das durch eine strukturelle Verschiebung im Marktmechanismus: Die Direktvermarktung des erzeugten Stroms wird zur Pflicht. Auch hier geht es nicht nur um Vertrieb, sondern um Mess- und Abwicklungsprozesse, denn Direktvermarktung erfordert fortlaufende Marktanbindung, Prognosen und ein sauberes Bilanzierungsregime.
Besonders interessant wird die Umsetzung für Speicherbetreiber und Betreiber von hybriden Lösungen. Der Entwurf greift eine geplante Wirkleistungsbegrenzung auf: Nur noch 50 Prozent der Anlagenleistung sollen ins Netz eingespeist werden dürfen. Branchenvertreter wie Enpal, 1Komma5 und Octopus Energy warnen in diesem Kontext vor wirtschaftlichen Folgen für Speichersysteme, die gerade darauf angewiesen sind, Energie zeitversetzt und netzdienlich bereitzustellen. In der Praxis kann eine harte Einspeisungsobergrenze dazu führen, dass Speicher zwar Energie aufnehmen, sie aber weniger effizient ins Netz überführen können – zumindest solange die Anlagenregeln nicht präzise genug zwischen verschiedenen Betriebszuständen unterscheiden. Der Bundestag soll im September entscheiden; bis dahin bleibt offen, wie die Begrenzung im Detail ausgestaltet wird und welche Ausnahmen für Pilot- oder Sonderkonzepte vorgesehen sind.
Für den Ausbau kommt ein weiterer Strang hinzu: Ab 2029 plant die Bundesnetzagentur eine Neugestaltung der Netzentgelte mit einem Grundpreisaufschlag für sogenannte Prosumer. Das betrifft Haushalte, die Strom sowohl verbrauchen als auch selbst produzieren, und der Aufschlag soll zwischen 70 und 90 Prozent des regulären Grundpreises liegen, gedeckelt auf maximal 100 Euro pro Jahr. Die Logik wird mit einer fairen Beteiligung an den Netzkosten begründet. Aus Sicht der operativen Umsetzung ist entscheidend, dass Stromlieferanten ab April 2028 die Prosumer-Eigenschaft ihrer Kunden ausweisen müssen; ausgenommen bleiben lediglich Balkonkraftwerke. Der Bundesverband Energiespeicher (BVES) sieht darin ein mögliches Hindernis für die Energiewende. Für die finale Festlegung wird Ende 2026 erwartet, was Zeit für Software- und Abrechnungsprozesse bei Versorgern und Messstellenbetreibern schafft.
Technisch und volkswirtschaftlich hängt all das an der gleichen Engstelle: Netze müssen stabil bleiben, während die Erzeugung dezentraler wird und zeitlich stärker schwankt. Experten stellen den Ausbau von Speicherkapazitäten in den Mittelpunkt, weil Batterien laut Fraunhofer-Referenz in der Lage wären, die jährlichen Stromsystemkosten um vier Milliarden Euro zu senken, wenn 80.000 Megawattstunden an Batteriespeichern erreicht würden. Gleichzeitig setzt die Politik auch auf zusätzliche gesicherte Leistung über neue Gaskraftwerke: Für 2026 ist eine Ausschreibung über 11 Gigawatt geplant, mit Anschluss ans Netz bis 2031 und einer Umstellung auf Wasserstoff ab 2045. Für IT- und Engineering-Teams in Energieunternehmen ist das relevant, weil jede neue Erzeugungsart unterschiedliche Betriebsprofile, Messpunkte und Regelstrategien erzeugt.
Auch die Finanzierungsdebatte verschiebt sich. Die SPD fordert eine Reform der Netzkostenfinanzierung, also eine stärkere öffentliche Finanzierung statt der Umlage auf die Strompreise. Der Text nennt als möglichen Effekt eine Entlastung der Strompreise für Endverbraucher um 20 bis 30 Prozent; gleichzeitig wird die heutige Größenordnung der Netzentgelte in Deutschland mit rund 37 Milliarden Euro pro Jahr beziffert. Für die Unternehmenspraxis heißt das: Der wirtschaftliche Stack wird breiter. Netzanschlussregeln, Vergütungsmodelle, Redispatch-Kosten, Abrechnungsanforderungen für Prosumer und Marktmechanismen wie Direktvermarktung greifen ineinander, statt isoliert betrachtet zu werden.
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