Netzpaket 2026: Schneller anschließen, später ausbauen

Warum das Anschlussrecht überhaupt reformiert wird

Das Anschlussrecht wird reformiert, weil deutlich mehr Erneuerbare und Speicher ans Netz wollen, als der Netzausbau in absehbarer Zeit aufnehmen kann. Allein für Großbatteriespeicher lagen Ende 2024 bei den Übertragungsnetzbetreibern rund 650 Anschlussbegehren mit zusammen rund 226 Gigawatt vor, ein Vielfaches der heute installierten Leistung. Das Netzpaket, vom Bundeskabinett am 29. Juli 2026 beschlossen, will deshalb das Anschlussverfahren beschleunigen und Netz- mit Erneuerbaren-Ausbau synchronisieren, statt Anlagen jahrelang auf den vollen Netzausbau warten zu lassen, während für kleine Anlagen bis 30 Kilowatt die Netzanschlussportal-Pflicht nach § 8 Abs. 7 EEG schon seit 2025 gilt.

Die Leitidee ist ein Tausch: schneller anschließen, indem nicht jede Anlage jederzeit die volle Leistung garantiert bekommt, sondern eine temporäre Abregelung akzeptiert. Der Mechanismus dieser Abregelung selbst, also wie Netzbetreiber Erzeugung und Last bei einem Engpass herauf- oder herunterregeln, ist nicht Gegenstand dieses Artikels. Er wird im Beitrag zu Redispatch 3.0 und Engpassmanagement erklärt. Hier geht es um die vorgelagerte Frage: unter welchen rechtlichen Bedingungen Erneuerbare und Speicher überhaupt schneller ans Netz dürfen, bevor der Netzausbau fertig ist.

Was das Netzpaket konkret ändert

Das Netzpaket greift tief in das Anschlussverfahren ein und ersetzt eingespielte Grundsätze. Statt reinem First-come-first-served sollen Netzbetreiber Anschlussbegehren nach gesetzlich definierten Kriterien priorisieren dürfen, gestützt auf ein Reifegradverfahren der Übertragungsnetzbetreiber. Hinzu kommen Transparenz- und Digitalisierungspflichten sowie die Möglichkeit, Baukostenzuschüsse künftig auch von Erneuerbaren-Anlagen zu erheben.

Drei Änderungen sind konkret absehbar. Erstens dürfen Netzbetreiber reifere Projekte vorziehen und unreife Anschlussbegehren zurückstellen, statt strikt nach Eingangsreihenfolge zu verfahren. Zweitens werden digitale Anschlussportale ab dem 1. Januar 2028 verpflichtend, die Kapazitätsinformationen für Anlagen ab 135 Kilowatt bereitstellen, ergänzt um Statusfristen wie eine erste Rückmeldung binnen drei Monaten. Drittens werden Baukostenzuschüsse auch für Erneuerbaren-Anlagen möglich, was bisher weitgehend ausgeschlossen war. Neu im Regierungsentwurf ist eine feste Grenze: Solaranlagen des ersten Segments, die ab dem 1. Januar 2027 angeschlossen werden, dürfen am Netzverknüpfungspunkt höchstens 70 Prozent ihrer installierten Leistung einspeisen, Windenergieanlagen an Land 280 Watt je Quadratmeter Rotorfläche.

Parallel läuft die EEG-Reform 2026, die für neue Photovoltaik-Anlagen die feste Einspeisevergütung beenden und durch Direktvermarktung und zweiseitige Differenzverträge ersetzen will. Der BDEW kritisierte am Referentenentwurf vor allem den geplanten Abschöpfungsmechanismus und schwer kalkulierbare Investitionsrisiken. Das Kabinett hat die EEG-Novelle am 29. Juli 2026 zusammen mit dem Netzpaket beschlossen, der Bundestag berät beide Entwürfe seit dem 24. September 2026 gemeinsam. Bis Mitte Oktober 2026 war keiner der beiden verabschiedet.

Der Redispatch-Vorbehalt: schnellerer Anschluss gegen Entschädigungsverzicht

Das umstrittenste Element des Netzpakets ist der Redispatch-Vorbehalt. Nach dem Regierungsentwurf dürfen Verteilnetzbetreiber Umspannanlagen und Leitungsabschnitte für bis zu sechs Jahre als kapazitätslimitiert ausweisen, wenn dort im Vorjahr mehr als 5 Prozent der Erzeugung abgeregelt wurden. Der Referentenentwurf hatte noch bei 3 Prozent angesetzt. Neue Solaranlagen des ersten Segments und Windenergieanlagen an Land erhalten in diesen Gebieten einen Anschluss nur, wenn sie auf eine Entschädigung für Redispatch-2.0-Abregelung verzichten. Der Verzicht ist auf 20 Prozent des Jahresertrags begrenzt, in Windenergiegebieten auf 18 Prozent. Der Tausch lautet also: schnellerer Anschluss am Engpass gegen Verzicht auf Entschädigung bei Abregelung.

Die Idee dahinter ist ökonomisch nachvollziehbar: In einem Gebiet, in dem ohnehin viel abgeregelt wird, kostet eine zusätzliche Anlage das System wenig, wenn sie ihre Spitzen nicht voll einspeist. Der Streit entzündet sich nicht am Prinzip, sondern an der Ausgestaltung. Prof. Martin Braun vom Fraunhofer IEE hielt schon die pauschale Schwelle des Referentenentwurfs auf Basis eines einzigen Vorjahres für zu grob: Sie erzeuge ein schwer kalkulierbares Erlösrisiko, weil ein einzelnes windstarkes oder windschwaches Jahr die Einstufung kippen kann. Gefordert werden stattdessen vorausschauende Netzsimulationen und regionale Kapazitätstransparenz.

Das FCA-Modell von EWE und EnBW als Gegenvorschlag

EWE und EnBW haben am 21. April 2026 die flexiblen Netzanschlussverträge als Alternative zum pauschalen Redispatch-Vorbehalt vorgelegt. Der Kern: Anschluss am lokalen Engpass ohne Wartezeit, dafür ein vertraglich begrenztes und transparent definiertes Abregelungsrisiko statt einer flächigen Gebietsausweisung. Der Anschlussvorrang für Erneuerbare bleibt dabei ausdrücklich erhalten.

Wichtig ist die Feinabstimmung: Stunden mit negativen Börsenpreisen zählen nicht auf das 200-Stunden-Kontingent, sodass das Kontingent vor allem echte Netzengpässe abdeckt. Der Kapazitätsindikator für die Ausweisung knapper Bereiche liegt im Vorschlag bei einer Abregelung von mehr als 10 bis 15 Prozent der potenziellen Einspeisung im Dreijahresmittel, also bewusst breiter abgestützt als die Einjahres-Schwelle des Vorbehalts. Anlagenbetreiber haben am Engpass drei Optionen: auf den Netzausbau warten, den Standort verlagern oder per FCA sofort anschließen.

Redispatch-Vorbehalt gegen FCA: die Linien der Debatte

Beide Modelle akzeptieren temporäre Abregelung als Preis für schnellen Anschluss, unterscheiden sich aber in Transparenz, Vorhersehbarkeit und Fairness. Der Vorbehalt arbeitet mit pauschaler Gebietsausweisung und rückblickender Statistik, das FCA-Modell mit vertraglich begrenzter Stundenzahl und vorausschauender Transparenz. Entscheidend ist nicht, ob abgeregelt wird, sondern wie planbar das Risiko für den Investor bleibt.

Die Verbände positionieren sich deutlich. BDEW und BEE kritisieren am Referentenentwurf die schwer kalkulierbaren Investitionsrisiken, Fraunhofer IEE fordert vorausschauende Netzsimulationen statt einer Einjahres-Schwelle. Doch auch das FCA-Modell ist nicht unumstritten: Der BEE begrüßt zwar die Standardisierung flexibler Anschlüsse, hält die 200-Stunden-Grenze aber für nicht tragfähig und sieht darin einen zweiten Redispatch-Vorbehalt unter anderem Namen. International gibt es Vorbilder, an denen sich die Debatte orientiert: In Großbritannien nutzt die Branche seit 2023 abregelbare Anschlüsse (Curtailable Connections) über sogenannte DERMS, die Niederlande arbeiten mit non-firm grid connections, um knappe Kapazität zu strecken.

Was Netzbetreiber, Stadtwerke und Projektierer jetzt vorbereiten sollten

Unabhängig davon, welches Modell sich durchsetzt, läuft alles auf dieselbe Fähigkeit hinaus: Engpässe und Restkapazitäten transparent, datenbasiert und vertragsfähig zu machen. Wer Kapazitätstransparenz, digitale Anschlussportale und flexible Vertragslogik frühzeitig aufbaut, kann nach dem Gesetzesbeschluss ohne Bruch anschließen, statt im Eiltempo nachzurüsten. So wird aus einem regulatorischen Wartezustand eine belastbare Grundlage.

1. Kapazitäts- und Engpasstransparenz aufbauen

   Regionale, vorausschauende Netzdaten sind die gemeinsame Voraussetzung beider Modelle. Sie sollten den Übergang von rückblickender Statistik zu Netzsimulationen früh beginnen, denn ohne belastbare Kapazitätsdaten lässt sich weder ein Gebiet sauber ausweisen noch ein Vertrag fair bepreisen.

2. Digitale Anschlussportale vorbereiten

   Die Pflicht zur digitalen Kapazitätsinformation ab 135 Kilowatt gilt ab dem 1. Januar 2028. Stadtwerke und Netzbetreiber sollten Portale und Statusprozesse, etwa die Rückmeldung binnen drei Monaten, jetzt aufsetzen, statt den Termin als ferne Pflicht zu behandeln.

3. Flexible Vertragslogik als Prozess denken

   Abregelungsvorbehalt, Volllaststunden-Caps und Transparenzfristen sollten als wiederverwendbarer Prozess angelegt werden, nicht als Einzelfall. So lässt sich später schnell zwischen pauschaler Ausweisung und individuellem FCA wechseln, je nachdem, welches Modell Gesetz wird.

4. Regulatorik aktiv beobachten

   Projektierer und Netzbetreiber sollten die Beratungen im Bundestag zu Netzpaket und EEG-Novelle verfolgen, vor allem die Änderungen am Redispatch-Vorbehalt. Erst der Gesetzesbeschluss legt fest, wie flexible Anschlüsse und Abregelungsrisiken konkret aussehen.

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Häufig gestellte Fragen