Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) will die Spielregeln für den Netzanschluss erneuerbarer Energien grundlegend neu ordnen. Mit dem sogenannten Netzpaket, das Anfang Februar geleakt wurde, sollen Anlagenzubau und Netzausbau besser synchronisiert, Anschlussverfahren digitalisiert und Redispatchkosten gesenkt werden. Letztere entstehen, wenn Netzbetreiber eingreifen müssen, um das Stromnetz stabil zu halten.
Das sieht der Entwurf der Bundesregierung vor
Reiche verspricht sich mehr Steuerung, Transparenz und Kostenfairness durch eine Reform. Doch der Referentenentwurf hat eine Welle der Kritik ausgelöst, die nun quer durch die gesamte Erneuerbaren-Branche schwappt. Im Kern enthält das Netzpaket drei zentrale Eingriffe. Erstens sollen Verteilnetzbetreiber Netzgebiete, in denen im Vorjahr mehr als drei Prozent der Einspeisung abgeregelt wurden, für bis zu zehn Jahre als kapazitätslimitiert ausweisen können. Neue Photovoltaik- und Windanlagen dürften dort zwar angeschlossen werden – allerdings nur, wenn die Betreiber für den gesamten Zeitraum auf Entschädigungen bei Abregelung verzichten. Zweitens sollen Netzbetreiber künftig Baukostenzuschüsse auch von Erzeugungsanlagen erheben dürfen. Und drittens erhalten sie weitreichende Spielräume bei der Priorisierung von Netzanschlussbegehren. Flankiert werden diese Maßnahmen durch digitale Anschlussportale, monatliche Kapazitätskarten und erweiterte Informationspflichten.
Nicht überall stößt der Entwurf auf Ablehnung. Brandenburgs Wirtschafts- und Energieminister Daniel Keller (SPD) begrüßt den Reformansatz ausdrücklich. Er sei Ministerin Reiche „sehr dankbar“, dass sie das Thema anpacke. Die Strompreise müssten dauerhaft sinken, für Industrie, Mittelstand und Haushalte. Fundamentalkritik hält Keller für grundlegend falsch.
Zustimmung aus Brandenburg – aber unter Vorbehalt
Im Entwurf sieht er durchaus sinnvolle Vorschläge: gestaffelte Baukostenzuschüsse für Einspeiser, die Abkehr vom reinen Windhundprinzip bei Netzanschlüssen und eine stärkere Digitalisierung der Verfahren. Zentral sei die Senkung der Redispatchkosten, die zu einem erheblichen Treiber der Netzentgelte geworden seien. Die Rechnung dürfe nicht länger beim Stromkunden landen, fordert Keller.
Allerdings mahnt er auch gleich Korrekturen an. Der Schwellenwert von drei Prozent und die Laufzeit von zehn Jahren gingen über das hinaus, was das Land Brandenburg für angemessen halte. Das Bundesland unterstützt eine Bundesratsinitiative Mecklenburg-Vorpommerns, die einen Verzichtszeitraum von maximal vier Jahren vorsieht. Zudem sei die Definition kapazitätslimitierter Gebiete zu unscharf.
Am Beispiel des Verteilnetzbetreibers Edis, dessen Gebiet weite Teile Brandenburgs und Mecklenburg-Vorpommerns umfasst, erklärt Keller das Problem: Die Abregelungsquote lag 2023 bei rund 3,2 Prozent – doch nur ein Viertel der Leitungen war tatsächlich überlastet. Ohne präzisere Abgrenzung drohten ganze Regionen für den Ökostromausbau unattraktiv zu werden.
BEE: Grundsystematik des EEG wäre bedroht
Deutlich schärfer fällt die Bewertung des Bundesverbands Erneuerbare Energie aus. BEE-Präsidentin Ursula Heinen-Esser erkennt zwar an, dass sich das Ministerium dem Thema Netzanschlüsse widmet. Doch der Entwurf schaffe eher neue Blockaden, als bestehende Probleme zu lösen.
Der Redispatchvorbehalt greife demnach die Grundsystematik des EEG an. Ein zehnjähriger Entschädigungsverzicht mache Projektfinanzierungen zunichte. Die Drei-Prozent-Schwelle sei zudem zweifelhaft, da die Bundesregierung selbst nicht erklären könne, in welchen Gebieten sie zum Tragen komme. Das Ergebnis sei „Gift für dringend benötigte Investitionen“.
Heinen-Esser kritisiert außerdem die geplante Dezentralisierung der Priorisierungsverfahren. Wenn jeder Verteilnetzbetreiber eigene Prozesse entwickle, drohten bis zu 866 unterschiedliche Verfahren – also eine neue Bürokratiewelle, die Transparenz und Planbarkeit untergrabe. Digitale Plattformen und Informationspflichten seien zwar richtig, blieben ohne Sanktionsmechanismen aber eben auch ein stumpfes Schwert. Es brauche „einen neuen Anlauf, um aus dem Blockadewerk ein Instrument werden zu lassen, das die Netze als Ermöglicher der Energiewende ausgestaltet“.
Risiko wird auf Erzeuger verlagert
Aus der Solarindustrie kommt ebenfalls scharfer Widerspruch. SMA-Chef Jürgen Reinert sieht im erzwungenen Entschädigungsverzicht einen fatalen Fehlanreiz: Statt Netzengpässe zu beseitigen, werde das wirtschaftliche Risiko auf Anlagenbetreiber und Projektentwickler abgewälzt. „Der Zwang zum Verzicht auf Entschädigung entlässt die Netzbetreiber aus ihrer Verantwortung, sich um Netzengpässe zu kümmern“, warnt er.
Reinert plädiert stattdessen für massive Investitionen in Batteriespeicher, die überschüssigen Strom vor Ort aufnehmen, Netze entlasten und zugleich Versorgungssicherheit bieten könnten. Den Erzeugungsausbau zu drosseln, schade der deutschen Wirtschaft insgesamt. Denn die Wettbewerbsfähigkeit des Standorts hänge unmittelbar von günstiger, leicht verfügbarer Energie ab.
Auch das Solarhandwerk schlägt Alarm. Der Bundesverband des Solarhandwerks (BDSH) warnt, dass der Entwurf nicht nur große Freiflächenprojekte betreffe, sondern auch kleine Hausdachanlagen. Zwar greife die Priorisierungsregelung formal erst ab 135 Kilowatt. Die Logik kapazitätslimitierter Gebiete gelte jedoch in denselben Netzregionen, in denen auch Kleinanlagen einspeisen. Baukostenzuschüsse im vierstelligen Bereich träfen Privathaushalte prozentual deutlich stärker als große Projektierer – eine Investitionsbremse in einem ohnehin rückläufigen Markt.
BDSH sieht Solarausbau auf Hausdächern gefährdet
Der BDSH hält den Eingriff zudem für sachlich unbegründet. Die Redispatchkosten seien von rund 4,2 Milliarden Euro im Jahr 2022 auf etwa 2,7 Milliarden Euro 2024 gesunken. Die Übertragungsnetzbetreiber hätten ihre Prognosen für 2025 bis 2028 um nahezu neun Milliarden Euro nach unten korrigiert.
Das Resümee: Die Zahlen belegen, dass der Netzausbau wirkt. Statt den Ausbau zu bremsen, brauche es einen beschleunigten Smart-Meter-Rollout, flexible Netzentgelte, weniger Bürokratie beim Energy-Sharing und gezielte Speicherförderung, fordert der BDSH.
Besorgt zeigt sich auch der Genoverband. Bürgerenergiegenossenschaften, die Photovoltaik auf Dächern oder kleinere Freiflächen- und Windprojekte realisieren, drohten durch die neuen Regeln strukturell benachteiligt zu werden. „Viele der neuen Instrumente geben Netzbetreibern weitreichende Entscheidungsspielräume – zulasten kleiner und mittelständischer Projektierer“, kritisiert Vorstand Peter Götz.
Bürgerenergie stärker unter Druck
Vier Punkte bereiten dem Verband besondere Sorge: Die Priorisierungsregeln könnten finanzstarke Großinvestoren bevorzugen. Der Redispatchvorbehalt ohne Entschädigung sei für Genossenschaften existenzgefährdend, weil Bankfinanzierungen ihre Grundlage verlören. Baukostenzuschüsse für Erzeugungsanlagen stellten eine zusätzliche Hürde für ehrenamtlich getragene Projekte dar. Flexible Leistungsbegrenzungen machten die Wirtschaftlichkeit kleiner Anlagen zu einer Art Lotteriespiel.
Dabei betont der Genoverband die Systemdienlichkeit dezentraler Erzeugung. Kleine Anlagen speisten lokal ein, der Strom werde lokal verbraucht und benötige kaum zusätzliche Transportkapazitäten. Sie trügen überproportional zur Entlastung des Gesamtsystems bei. Transparenz durch digitale Portale und Kapazitätskarten sei begrüßenswert – helfe aber nur, wenn der Zugang zum Netz fair bleibe.
Die Energiewende nicht abwürgen
Auch aus Rheinland-Pfalz kommt Gegenwind. Klimaschutzministerin Katrin Eder (Die Grünen) warnt: „Wer erneuerbare Energien bremst, erhöht die Abhängigkeit von Energieimporten, gefährdet Arbeitsplätze und Rechtssicherheit.“ Sie fordert ein Netzanschlussregime, das auf kosteneffiziente Überbauung mit Erneuerbaren, Speichern und mehr Flexibilität setzt. Der Kostenvorteil erneuerbarer Stromerzeugung müsse erhalten bleiben, statt durch restriktive Netzregeln aufgezehrt zu werden.
Der Ökostromversorger Naturstrom teilt diese Einschätzung. Sprecher Tim Loppe räumt ein, dass es richtig sei, sich den Netzanschlussverfahren mit einem eigenen Gesetzespaket zu widmen. Doch die Bremswirkung des Pakets stehe in keinem Verhältnis zu positiven Aspekten wie der Digitalisierung. Eine Abregelungsquote von drei Prozent sei keineswegs unüblich und werde im deutschlandweiten Durchschnitt heute bereits regelmäßig übertroffen. Loppe fordert wirksame Sanktionen für Netzbetreiber, die ihren Ausbaupflichten nicht nachkommen.
Zwischen Kostendruck und Ausbauzielen
Katherina Reiche hat mit dem Netzpaket eine Debatte angestoßen, die überfällig war. Sie will als Ministerin nicht gefallen, das könnte immerhin ein Vorteil sein. Denn die Netzanschlüsse sind tatsächlich ein Flaschenhals der Energiewende – und steigende Netzentgelte belasten Verbraucher und Industrie. Die Digitalisierung der Verfahren, mehr Transparenz und eine bessere Synchronisierung von Netz- und Anlagenausbau sind Ziele, die kaum jemand bestreitet.
Doch in der konkreten Ausgestaltung überwiegen aus Sicht der Branche die Risiken bei Weitem. Ein pauschaler Schwellenwert, lange Laufzeiten ohne Entschädigung und weitreichende Ermessensspielräume der Netzbetreiber könnten Investitionen in Photovoltaik und Speicher dort abwürgen, wo sie am dringendsten gebraucht werden. Dass die Redispatchkosten bereits sinken, untergräbt zudem die zentrale Begründung des Vorhabens.
Wer trägt am Ende die Kosten für die Netzengpässe?
Ob aus dem Referentenentwurf ein Gesetz wird, das den Netzanschluss beschleunigt, statt ihn zu blockieren, entscheidet sich in den kommenden Wochen im parlamentarischen Verfahren. Die Frage, wer am Ende die Kosten der Netzengpässe trägt, könnte über das Tempo der gesamten Energiewende entscheiden.
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Bundesverband Energiespeicher Systeme
Statische Netzentgelte bremsen Energiespeicher
Der Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES) hat sich im Festlegungsverfahren der Bundesnetzagentur (BNetzA) zur zukünftigen Ausrichtung der Netzentgelte für Energiespeicher positioniert. In einem Fachvortrag in Bonn begrüßte der Verband grundsätzlich den Vorschlag der Bundesnetzagentur, dynamische Netzentgelte für Energiespeicher einzuführen und auf statische Arbeitsentgelte zu verzichten.
„Durch dynamische Netzentgelte können – zusätzlich zu den bereits heute durch Speicher bewirkten Netzkostensenkungen – erhebliche Einsparungen realisiert werden: etwa durch Engpassminderung, geringere Abregelung erneuerbarer Energien und die Glättung von Lastspitzen“, betont BVES-Vorstand Georg Gallmetzer vom Projektierer Eco Stor. Speicher können demnach effektiv auch die von der Bundesnetzagentur gewünschte Finanzierungsfunktion der Netzentgelte erfüllen. Denn Kosten, die durch den Einsatz von Speichern vermieden werden, müssten auch nicht mehr finanziert werden.
Nach Einschätzung des BVES würde ein statisches Arbeitsentgelt keine kostensenkende Wirkung auf die Netzentgelte entfalten, sondern den wirtschaftlich sinnvollen Einsatz von Energiespeichern verzerren. Der Verband verweist auf Berechnungen des Beratungsunternehmens Enervis Energy Advisers, wonach bereits bei statischen Netzentgelten von rund zehn Euro pro Kilowatt eine private Finanzierung von Speicherprojekten nicht mehr möglich wäre.
Ein weiterer Belastungsfaktor sind sogenannte Flexibilitätsanschlussvereinbarungen (FCA), die beim Netzanschluss abgeschlossen werden. Diese sollen zwar den Netzbetreiber bei der Integration von Speichern unterstützen, können aber erhebliche erlösmindernde Effekte für Betreiber haben. Der BVES fordert daher, Netzentgelte nicht isoliert zu betrachten, sondern im Zusammenspiel mit bestehenden Kosten.
