Netzpaket 2026: Schneller anschließen, später ausbauen
Der deutsche Netzanschluss ist zum Nadelöhr der Energiewende geworden: Ende 2024 lagen allein für Großbatteriespeicher rund 226 Gigawatt an Anschlussbegehren vor, weit mehr, als der Netzausbau aufnehmen kann. Das Netzpaket (Referentenentwurf des BMWE vom 30. Januar 2026) und die EEG-Reform 2026 sollen das Verfahren beschleunigen. Der Artikel erklärt, warum das Anschlussrecht reformiert wird, was sich konkret ändert, wie der umstrittene Redispatch-Vorbehalt gegen das flexible Netzanschlussmodell von EWE und EnBW steht und was Netzbetreiber, Stadtwerke und Projektierer jetzt vorbereiten sollten. Stand 12. Juni 2026 ist der Kabinettsbeschluss noch nicht gefallen.
Das Netzpaket 2026 ist ein Referentenentwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie vom 30. Januar 2026, der das Netzanschlussverfahren beschleunigen und den Netzausbau mit dem Erneuerbaren-Ausbau synchronisieren soll. Stand 12. Juni 2026 ist der Kabinettsbeschluss noch nicht gefallen, das Vorhaben wird regierungsintern verhandelt und die öffentliche Anhörung ist auf den 24. Juni 2026 datiert. Auslöser ist ein realer Anschlussstau: Ende 2024 lagen bei den Übertragungsnetzbetreibern rund 650 Anschlussbegehren für Großbatteriespeicher mit zusammen rund 226 Gigawatt vor. Das Netzpaket ersetzt das reine First-come-first-served-Prinzip durch priorisierte Anschlüsse über ein Reifegradverfahren, führt digitale Anschlussportale ab 1. Januar 2028 für Anlagen ab 135 Kilowatt ein und enthält als umstrittenstes Element den Redispatch-Vorbehalt: Netzbetreiber dürfen Netzbereiche als kapazitätsbegrenzt ausweisen, wenn die Abregelung im Vorjahr 3 Prozent überschritt, und neu angeschlossene Anlagen verzichten dort auf eine Entschädigung für Abregelung. Als Gegenmodell legten EWE und EnBW am 21. April 2026 die flexiblen Netzanschlussverträge (FCA) vor: Anschluss ohne Wartezeit gegen maximal 200 Volllaststunden entschädigungslose Abregelung pro Jahr, fünf Jahre Laufzeit und halbjährliche Transparenz statt pauschaler Gebietsausweisung. Fraunhofer IEE hält nicht das Konzept, sondern die Einjahres-Schwelle für zu grob. Parallel will die EEG-Reform 2026 für neue Photovoltaik die feste Einspeisevergütung durch Direktvermarktung und Differenzverträge ersetzen. Für Netzbetreiber, Stadtwerke und Projektierer läuft beides auf dieselbe Fähigkeit hinaus: Engpässe und Restkapazitäten transparent, datenbasiert und vertragsfähig zu machen.
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 BMWE-Netzpaket (Referentenentwurf vom 30. Januar 2026) will deshalb das Anschlussverfahren beschleunigen und Netz- mit Erneuerbaren-Ausbau synchronisieren, statt Anlagen jahrelang auf den vollen Netzausbau warten zu lassen.
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.
Parallel läuft die EEG-Reform 2026, die für neue Photovoltaik-Anlagen die feste Einspeisevergütung beenden und durch Direktvermarktung und Differenzverträge ersetzen will. Der BDEW kritisiert am Referentenentwurf vor allem den geplanten Abschöpfungsmechanismus und schwer kalkulierbare Investitionsrisiken. Auch diese Reform ist Stand Juni 2026 noch nicht im Kabinett beschlossen, sodass Netzpaket und EEG-Reform vorerst zwei verbundene Baustellen bleiben.
Der Redispatch-Vorbehalt: schnellerer Anschluss gegen Entschädigungsverzicht
Das umstrittenste Element des Netzpakets ist der Redispatch-Vorbehalt. Er erlaubt Netzbetreibern, Netzbereiche als kapazitätsbegrenzt auszuweisen, wenn die Abregelung dort im Vorjahr 3 Prozent überschritt. Neu angeschlossene Erneuerbaren-Anlagen erhalten in diesen Gebieten einen Anschluss nur, wenn sie auf eine Entschädigung für Redispatch-2.0-Abregelung verzichten. 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 hält die pauschale 3-Prozent-Schwelle 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.
Warum die Schwelle so heikel ist: Eine rückblickende Einjahres-Statistik sagt wenig darüber aus, wie stark eine Anlage in den nächsten fünf Jahren tatsächlich abgeregelt wird. Wer in ein als kapazitätsbegrenzt ausgewiesenes Gebiet investiert, trägt das volle Abregelungsrisiko ohne Entschädigung, kann es aber kaum belastbar in seine Wirtschaftlichkeitsrechnung aufnehmen. Genau diese Unsicherheit kritisieren Verbände und Wissenschaft am Vorbehalt in seiner heutigen Entwurfsform.
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.
| Merkmal | Redispatch-Vorbehalt | FCA-Modell (EWE/EnBW) |
|---|---|---|
| Auslöser | Abregelung über 3 Prozent im Vorjahr | Kapazitätsindikator über 10 bis 15 Prozent im Dreijahresmittel |
| Abregelungsrisiko | unbegrenzt, ohne Entschädigung im Gebiet | vertraglich auf max. 200 Volllaststunden pro Jahr begrenzt |
| Geltungsform | pauschale Ausweisung ganzer Netzbereiche | individueller Vertrag je Anschluss |
| Transparenz | rückblickende Jahresstatistik | halbjährliche, vorausschauende Kapazitätsmeldung |
| Anschlussvorrang | bleibt erhalten | bleibt ausdrücklich erhalten |
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.
Der Streit dreht sich nicht um das Ob der Abregelung, sondern um Pauschalität gegen Vertrag. Der Vorbehalt weist ganze Gebiete rückblickend aus, das FCA-Modell begrenzt das Risiko je Anlage und macht Kapazität vorausschauend transparent. Welches Modell sich durchsetzt, ist Stand Juni 2026 offen, doch beide verlangen dieselbe Grundlage: belastbare, regionale Daten über freie und knappe Netzkapazität.
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.
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Kapazitäts- und Engpasstransparenz aufbauen
Regionale, vorausschauende Netzdaten sind die gemeinsame Voraussetzung beider Modelle. Netzbetreiber 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.
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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.
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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.
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Regulatorik aktiv beobachten
Projektierer und Netzbetreiber sollten den Kabinettsbeschluss, die Anhörung am 24. Juni 2026 und die parallele EEG-Reform verfolgen. Diese Schritte setzen den Rahmen, in dem flexible Anschlüsse und Abregelungsrisiken später konkret werden.
Das Netzpaket ist 2026 vor allem ein Daten- und Vertragsthema, kein fertiger Rechtsrahmen. Wer Kapazitätstransparenz, Anschlussportale und flexible Vertragslogik jetzt als ein Fundament denkt, kann Erneuerbare und Speicher schneller anschließen, sobald das Gesetz steht. Dieselbe Datenbasis trägt auch das marktbasierte Engpassmanagement nach Redispatch 3.0 und das gemeinschaftliche Energy Sharing nach Paragraf 42c EnWG .
Weiterführende Informationen
Häufig gestellte Fragen
Das Netzpaket 2026 ist ein Referentenentwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie vom 30. Januar 2026, der das Netzanschlussverfahren beschleunigen und den Netzausbau mit dem Erneuerbaren-Ausbau synchronisieren soll. Es führt eine Priorisierung von Anschlussbegehren über ein Reifegradverfahren ein, schreibt digitale Anschlussportale ab 1. Januar 2028 für Anlagen ab 135 Kilowatt vor und enthält den umstrittenen Redispatch-Vorbehalt. Stand 12. Juni 2026 ist der Kabinettsbeschluss noch nicht gefallen, die öffentliche Anhörung ist auf den 24. Juni 2026 datiert.
Der Redispatch-Vorbehalt erlaubt Netzbetreibern, Netzbereiche als kapazitätsbegrenzt auszuweisen, wenn die Abregelung im Vorjahr 3 Prozent überschritt. Neu angeschlossene Erneuerbaren-Anlagen erhalten dort einen Anschluss nur, wenn sie auf eine Entschädigung für Redispatch-2.0-Abregelung verzichten. Der Mechanismus soll schnelleren Anschluss am Engpass ermöglichen, ist aber das umstrittenste Element des Entwurfs, weil die pauschale Einjahres-Schwelle das Erlösrisiko schwer kalkulierbar macht.
Flexible Netzanschlussverträge (Flexible Connection Agreements, FCA) sind ein von EWE und EnBW am 21. April 2026 vorgelegtes Gegenmodell zum pauschalen Redispatch-Vorbehalt. Anlagen werden am lokalen Engpass ohne Wartezeit angeschlossen, akzeptieren dafür maximal 200 Volllaststunden pro Jahr entschädigungslose Abregelung, bei einer Vertragslaufzeit von fünf Jahren mit automatischer Verlängerung. Netzbetreiber müssen halbjährlich transparent machen, wo Kapazität begrenzt ist, und der Anschlussvorrang für Erneuerbare bleibt erhalten.
Die EEG-Reform 2026 läuft parallel zum Netzpaket und soll für neue Photovoltaik-Anlagen die feste Einspeisevergütung beenden und durch Direktvermarktung und Differenzverträge ersetzen. Verbände wie der BDEW kritisieren am Referentenentwurf vor allem den geplanten Abschöpfungsmechanismus und die schwer kalkulierbaren Investitionsrisiken. Auch die EEG-Reform ist Stand Juni 2026 noch nicht im Kabinett beschlossen.
Ein Inkrafttreten steht Stand 12. Juni 2026 noch nicht fest. Das Netzpaket ist ein Referentenentwurf des BMWE vom 30. Januar 2026 und wird regierungsintern noch verhandelt, vor allem am Redispatch-Vorbehalt. Der ursprünglich für Anfang Juni geplante Kabinettstermin wurde verschoben, die öffentliche Anhörung ist auf den 24. Juni 2026 datiert. Eine konkrete Pflicht ist bereits absehbar: digitale Anschlussportale für Kapazitätsinformationen ab 135 Kilowatt sollen ab dem 1. Januar 2028 verpflichtend sein.