Berlin, 7. Oktober 2026 – Im Bundestag geht es um Stromleitungen, Speicher und die Frage, wie viel Solarenergie das Netz künftig noch aufnehmen kann. Anlass ist die öffentliche Anhörung des Wirtschaftsausschusses zum deutschen Netzanschlusspaket. Der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) fordert dabei grundlegende Änderungen am Gesetzentwurf.

Der Verband verlangt einen schnelleren Ausbau der Stromnetze, eine konsequente Digitalisierung und eine intelligentere Nutzung vorhandener Netzkapazitäten. Batteriespeicher und mehr Flexibilität könnten helfen, wenn Leitungen vorübergehend an ihre Grenzen kommen. Dazu hat der BSW-Solar eine ausführliche Stellungnahme mit konkreten Vorschlägen vorgelegt.

Warnung vor einer Bremse für neue Solarparks

Besonders kritisch sieht der Verband den geplanten Redispatch-Vorbehalt und neue Investitionshürden. Temporäre Netzengpässe könnten dadurch großflächig den Bau neuer Solarparks verhindern. Netzprobleme, so die Forderung, sollten nicht durch Einschränkungen für neue Solaranlagen verwaltet, sondern durch Ausbau und Modernisierung beseitigt werden.

BSW-Solar-Hauptgeschäftsführer Carsten Körnig verweist auf eine aktuelle YouGov-Umfrage: 68 Prozent der Befragten wollen einen beschleunigten Ausbau der Stromnetze. Nur 13 Prozent sprechen sich dafür aus, den Ausbau der erneuerbaren Energien zu bremsen. Daraus leitet der Verband einen politischen Auftrag ab, Netz- und Speicherausbau voranzutreiben, statt die Solarenergie zu begrenzen.

Das geplante „Netzpaket“ soll das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) ändern. Der Ausbau erneuerbarer Energien soll enger mit dem Netzausbau verknüpft werden. Im Mittelpunkt steht der Redispatch-Vorbehalt: Netzgebiete können als „kapazitätslimitiert“ eingestuft werden, wenn dort im Vorjahr mehr als fünf Prozent der theoretischen Einspeisung abgeregelt wurden.

Die Einstufung gilt bis zu sechs Jahre. Für neue Anlagen kann der Netzanschluss davon abhängig gemacht werden, dass Betreiber auf Entschädigungen für netzbedingte Abregelungen verzichten. Dieser Verzicht ist auf höchstens 20 Prozent der Jahreserzeugung begrenzt, in Windvorranggebieten auf 18 Prozent. Wird die Abregelungsschwelle drei Jahre in Folge nicht erreicht, muss die Limitierung aufgehoben werden.

Redispatch bedeutet, dass Erzeugungsanlagen heruntergeregelt werden, wenn das Netz mehr Strom aufnehmen müsste, als es transportieren kann. Bisher werden die Betreiber dafür grundsätzlich entschädigt. Bei Überlastung werden erneuerbare Anlagen abgeschaltet und andernorts Kraftwerke hochgefahren. Künftig können Verteilnetzbetreiber bestimmte Netzabschnitte für bis zu sechs Jahre als Engpassgebiete ausweisen, wenn mindestens fünf Prozent der jährlichen Stromerzeugung nicht abtransportiert werden konnten.

Viele Projekte liegen in der Risikozone

Wie groß die möglichen Folgen sind, zeigt eine enervis-Studie mit Daten zu 224 Landkreisen. Demnach wären 90 Landkreise kapazitätslimitiert. Besonders betroffen wären Regionen in Ostfriesland, Schleswig-Holstein, Niedersachsen, Sachsen-Anhalt und Bayern. In den Küstenregionen geht es vor allem um Windanlagen, in Bayern und Teilen Mitteldeutschlands eher um Solaranlagen.

In der Studie stehen Projekte mit rund 32 Gigawatt Leistung und einem Investitionsvolumen von etwa 45 Milliarden Euro im Risiko. Davon entfallen 23 Gigawatt und rund 40 Milliarden Euro auf Windenergie. Bei PV-Freiflächenanlagen sind es 9,2 Gigawatt und rund 4,9 Milliarden Euro.

Die Studie vom 25. März 2026 beruhte allerdings noch auf einer Drei-Prozent-Schwelle und einer technologieneutralen Einstufung. Der aktuelle Entwurf sieht fünf Prozent sowie eine getrennte Betrachtung von Solar- und Windanlagen vor. Die tatsächliche Betroffenheit dürfte deshalb geringer sein. Ein Gebiet, das wegen Windabregelungen limitiert ist, soll neue PV-Projekte nicht automatisch blockieren – und umgekehrt.

In ausgewiesenen Engpassgebieten entfällt die Entschädigung teilweise. Betreiber von Windparks in Windvorranggebieten erhalten für 18 Prozent ihrer abgeregelten Jahresstrommenge keine Entschädigung. In anderen Gebieten gilt das für 20 Prozent der abgeregelten Strommenge von Wind- und Solarparks.

Gegenüber dem ursprünglichen Entwurf wurde der Vorbehalt damit entschärft: Die Schwelle stieg von drei auf fünf Prozent, die Geltungsdauer sank von zehn auf sechs Jahre, Solar und Wind werden getrennt ausgewiesen, und der Entschädigungsverzicht ist auf 20 beziehungsweise 18 Prozent der Jahreserzeugung begrenzt.

Speicher könnten Leitungen Luft verschaffen

Eine Studie des Fraunhofer-Instituts für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik IEE untersucht Batteriespeicher an Umspannwerken. Ihr Ergebnis lässt aufhorchen: Durch einen gezielten Ausbau solcher Speicher könnte sich die installierte Photovoltaikleistung mehr als verdoppeln. Gleichzeitig könnten die Netzausbaukosten nennenswert sinken. Es geht dabei um die Nutzung bestehender Netzkapazitäten durch Speicher.

Für PV-Speicher-Kombiprojekte ist der Redispatch-Vorbehalt daher weniger einschneidend. Überschüssiger Strom kann bei Netzengpässen in den Batteriespeicher geladen und später vermarktet werden. Speicher reduzieren außerdem Einspeisespitzen und damit die Belastung des Netzanschlusspunktes. Ob die Aufnahme abgeregelten Stroms künftig uneingeschränkt zulässig ist, war Ende Juli allerdings noch offen.

Co-Location-Speicher am PV-Standort werden im Entwurf ausdrücklich als „netzneutral“ eingestuft und regulatorisch erleichtert. Für die steuerliche Behandlung bilden PV-Anlage und zugeordneter Speicher laut Artikel ein abgeschlossenes Wirtschaftsgut. Das ist für den Investitionsabzugsbetrag nach § 7g EStG relevant.

Besonders unter Druck stehen reine Volleinspeiseanlagen ohne Speicher. Sie werden bei Netzüberlastung abgeregelt und könnten an Wirtschaftlichkeit verlieren, wenn die Entschädigung wegfällt. Im angenommenen Negativszenario müsste ein PV-Speicher-Projekt ohne bestehende Netzverknüpfungspunkt-Zusage in einem limitierten Gebiet den Entschädigungsverzicht für bis zu sechs Jahre akzeptieren, um angeschlossen zu werden.

Für Projekte, deren Kalkulation unabhängig von Entschädigungszahlungen ist, gilt das laut Artikel als wirtschaftlich verkraftbar. Bei Investitionsentscheidungen zählen damit vor allem ein vertraglich gesicherter Netzanschlusspunkt, ein integrierter Batteriespeicher und eine Renditeberechnung ohne Redispatch-Entschädigungen.

Enger Fahrplan bis zum geplanten Start 2027

Der erste interne Referentenentwurf wurde Anfang Februar 2026 bekannt. Union und SPD einigten sich am 22. April auf Grundzüge der EEG-Novelle, des Netzpakets und der Kraftwerksstrategie. Mitte Juli versandte das Wirtschaftsministerium getrennte Entwürfe für EEG 2027 und das EnWG-Netzanschlusspaket. Die Stellungnahmefrist endete am 22. Juli nach drei Werktagen.

Das Bundeskabinett beschloss beide Entwürfe am 29. Juli 2026. Die Beratung im Bundestag soll ab September beginnen, das Inkrafttreten ist für den 1. Januar 2027 geplant. Grund für den engen Zeitplan ist die Ende 2026 auslaufende EU-Beihilfegenehmigung des EEG.

In der Kabinettsfassung greift der Vorbehalt bereits ab der Netzanschlusszusage. Nach Angaben des Bundesverbands Erneuerbare Energie (BEE) können Netzbetreiber die Geltung einseitig um bis zu 18 Monate verlängern. Zugleich erhöht der aktuelle Entwurf die jährliche Ausschreibungsmenge für Freiflächen-PV von 9.900 auf 14.000 Megawatt für die Jahre 2027 bis 2032.

Eine ausdrückliche Übergangsregelung für baureife Projekte oder Vorhaben mit verbindlicher Netzverknüpfungspunkt-Zusage war im Juli-Entwurf nicht enthalten. Die endgültige Regelung steht erst mit dem Gesetz fest. Das Verfahren ist also noch nicht durch; Änderungen im Bundestag bleiben möglich.

Netzausbau bleibt der lange Hebel

Die Bundesregierung hat einen Gesetzentwurf zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts vorgelegt, Drucksache 21/7866. Das sogenannte Netzpaket soll den Ausbau von Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien und von Speichern