Bedingte Anschlüsse brauchen bezifferte Bedingungen

Wer künftig in einem kapazitätslimitierten Netzgebiet baut, hat keinen Anschlussanspruch mehr. Er bekommt ein Vertragsangebot, in dem er auf Redispatch-Entschädigung verzichtet, und zwar für 20 Prozent des jährlich erzeugten Stroms. Ausweisen darf der Netzbetreiber ein solches Gebiet für sechs Jahre, wenn die Erzeugung der dort angeschlossenen Anlagen im Vorjahr um mehr als fünf Prozent reduziert wurde, und einmalig um 18 Monate verlängern.

In der Anhörung der Sachverständigen im Wirtschaftsausschuss des Bundestages in diesem Monat stieß die Regelung fast durchgängig auf Ablehnung. Mir geht es um einen Punkt, der dabei untergeht. Gemeint sind Vorhaben im Mittel- oder Hochspannungsnetz: Photovoltaik-Freiflächenanlagen, große gewerbliche Dachanlagen, Speicher.

20 Prozent wovon?

Die 20 Prozent sind eine Obergrenze für den Verzicht. Wie viel tatsächlich abgeregelt wird, steht damit nicht fest. Zu welchen Tageszeiten es passiert, auch nicht. Wie lange am Stück, ebenso wenig. Wer ein Projekt rechnet, braucht aber genau diese drei Angaben, und keine davon findet sich im Entwurf.

Was das Netz belastet, wird sauber beziffert: Grenzwerte, Schwellen, Anteile. Was der Anlage danach bleibt, bleibt eine Erzählung. Dem Netzbetreiber ist daraus kein Vorwurf zu machen, er kennt seine Grenzen und schützt sie. Der Investor unterschreibt am Ende aber einen Vertrag über eine Größe, die niemand nennt, und seine Bank rechnet solche Lücken nicht weg. Sie preist sie ein. Betroffen wären nach Schätzung des Bundesverbands Erneuerbare Energie rund 40 Prozent des künftigen Windkraft- und Photovoltaik-Zubaus.

Dass die nötigen Daten fehlen würden, lässt sich schwer behaupten. Ob ein Gebiet als kapazitätslimitiert gilt, entscheidet die gemessene Reduzierung des Vorjahres, die der Netzbetreiber bis zum 31. März anzeigen muss. Gemessen wird also ohnehin, und zwar viertelstundenscharf, weil sich Redispatch anders nicht abrechnen ließe. Wer sagen kann, wie viel im vergangenen Jahr reduziert wurde, kann auch sagen, wann.

Daraus folgt die erste Forderung: Wer ein Gebiet als kapazitätslimitiert ausweist, sollte die zugrunde liegenden Messwerte offenlegen müssen, aufgelöst nach Stunden und je Umspannanlage. Ohne sie lässt sich dort kein Vorhaben seriös kalkulieren, und genau daran scheitern Finanzierungen heute.

Vier Bedeutungen von Leistung

Ein Teil des Problems ist sprachlich. „Leistung“ meint in der Debatte vier verschiedene Größen. Die installierte Nennleistung steht auf dem Typenschild. Die reale Einspeisespitze zeigt der Messwert eines vollen Jahres, bei Photovoltaik spürbar darunter. Die vereinbarte Einspeiseleistung steht im Anschlussvertrag. Und die bedingt einspeisbare Leistung ist das, was davon in einer konkreten Stunde übrigbleibt.

Gerechnet wird meist mit der Nennleistung und der vereinbarten Leistung, weil beide als Zahl vorliegen. Über den Ertrag entscheidet die vierte Größe. Eine klassische Anschlusszusage benennt die dritte präzise: so und so viele Megawatt am Verknüpfungspunkt. Bei einem bedingten Anschluss steht dieselbe Zahl im Vertrag, meint aber etwas anderes, weil sie unter Vorbehalt steht. Sie sieht aus wie eine Zusage und verhält sich wie eine Prognose. Deshalb müsste eine bedingte Zusage beides enthalten: die vereinbarte Leistung und das, was davon erfahrungsgemäß nutzbar bleibt.

Hier bewegt sich der Entwurf: Die Anschlussleistung soll künftig anhand typischer Einspeiseprofile bemessen werden statt anhand von Spitzen. Gegenüber der Praxis, Nennleistungen zu addieren, ist das ein Fortschritt. Ein Profil sagt aber nur, wie bemessen wird. Nicht, wann eingeschränkt wird.

Eine Kilowattstunde ist nicht wie die andere

Warum die Zeitangabe so schwer wiegt, zeigen die Preise. Im zweiten Quartal 2026 lag der Börsenpreis in 1006 Viertelstunden unter null, und diese Viertelstunden fallen weit überwiegend in die Mittagsstunden, also in die Zeit der höchsten Photovoltaik-Einspeisung. Der Quartalsdurchschnitt von 95,21 Euro je Megawattstunde galt in keinem einzigen Moment.

Für eine Photovoltaik-Anlage heißt das: Zehn Prozent Abregelung mittags an einem sonnigen Maitag kosten kaum Erlös, weil in diesen Stunden ohnehin wenig zu verdienen ist. Dieselben zehn Prozent am Vormittag oder am späten Nachmittag, wenn der Preis anzieht und die Anlage noch gut liefert, treffen die Rechnung deutlich härter. Bei einem Batteriespeicher liegt der wertvollste Zeitraum noch später, in den Abendstunden. Zwischen diesen Fällen liegt im Vertrag kein Unterschied, in der Rechnung ein erheblicher. Eine Einschränkung ohne Zeitangabe ist deshalb keine Bedingung, sondern eine offene Position.

Freie Kapazität ist keine Konstante

Dieselbe Unschärfe steckt auf der Netzseite. Wie viel an einem Knoten frei ist, schwankt über Stunde, Tag und Jahreszeit erheblich. Ein Jahresmittel kann komfortabel aussehen, während wenige Dutzend Stunden den Ausschlag geben. Die Frage lautet deshalb: Wie viel Kapazität steht wann zur Verfügung?

An fehlenden Daten scheitert die Antwort nicht. Redispatch-Maßnahmen werden anlagenscharf erfasst und über netztransparenz.de veröffentlicht, Erzeugung und Preise stehen viertelstündlich auf der Plattform „SMARD“. Was fehlt, ist die Zusammenführung zu einer Aussage über den einzelnen Netzknoten.

Der Entwurf greift das auf: Netzbetreiber sollen freie Anschlusskapazitäten auf einer monatlich aktualisierten Karte veröffentlichen, ab 2028 kommen unverbindliche Auskünfte ab 135 Kilowatt hinzu. Ein richtiger Schritt, dem ein Satz die Wirkung nimmt: Ein Rechtsanspruch auf die angezeigte Kapazität besteht nicht. Für die Standortsuche hilft die Karte. Für eine Finanzierung nicht.

Was im Anschlussvertrag stehen müsste

Damit ein Projekt sich auf eine bedingte Zusage stützen kann, braucht es sieben Angaben:

– die maximale Einschränkungsdauer pro Jahr in Stunden statt in Prozent;

– die maximale Dauer eines einzelnen Eingriffs und die maximale Häufigkeit;

– die Zeitfenster, in denen eingegriffen werden darf, und die, in denen das ausgeschlossen ist;

– eine Vorankündigungsfrist, die eine Reaktion überhaupt zulässt;

– die Messgrundlage: wer misst, in welcher Auflösung, und wer die Daten sehen darf;

– die Rechtsfolge, wenn die vereinbarten Grenzen überschritten werden;

– eine Revisionsklausel für den Fall, dass das Netz ausgebaut ist.

Keiner dieser Punkte verlangt vom Netzbetreiber, eine Kapazität zuzusagen, die er selbst nicht kennt. Verlangt wird, dass er aufschreibt, was er misst: in welchen Stunden es eng wurde, wie oft er eingegriffen hat, wie lange. Diese Angaben liegen in seinen Systemen. Dort nützen sie niemandem.

Was sich bis zur dritten Lesung ändern ließe

Die zweite und dritte Lesung ist verschoben, der Bundesrat befasst sich dann voraussichtlich am 20. November damit. Neben der Offenlegung der Messwerte würden drei Änderungen den Entwurf tragfähiger machen, ohne seine Grundidee anzutasten.

Der Vertrag, der in kapazitätslimitierten Gebieten an die Stelle des Anschlussanspruchs tritt, sollte Mindestangaben enthalten müssen. Stunden, Zeitfenster, Vorankündigung, Nachweis. Das ist keine große Änderung am Gesetzestext und der größte Hebel für die Finanzierbarkeit.

Die Auskunft aus der Netzkapazitätskarte sollte verbindlich sein, bezogen auf die angefragte Leistung am angefragten Punkt. Zwölf Monate wären ein realistischer Zeitraum, verlängerbar, sobald ein Vorhaben nachweisbare Fortschritte macht, etwa bei Flächensicherung oder Genehmigung. Das passt zur neuen Priorisierung nach Planungsreife: Wer Reife zur Bedingung macht, muss ihr eine belastbare Grundlage geben.

Und die Evaluierung, derzeit für Mitte 2029 vorgesehen, setzt zu spät an. Die ersten Gebiete dürften 2027 ausgewiesen werden, und eine Ausweisung kann sechs Jahre laufen. Wer 2029 zum ersten Mal nachsieht und danach noch ein Gesetzgebungsverfahren braucht, korrigiert frühestens 2031. Die Entscheidungen über die betroffenen Projekte sind dann gefallen. Sinnvoller wäre ein jährliches Monitoring ab dem ersten Anwendungsjahr – und eines, das EEG-Novelle, Netzpaket und Netzentgeltreform zusammen betrachtet. Einzeln ist jede dieser Reformen begründbar. Was sie gemeinsam für eine Investitionsrechnung bedeuten, hat bisher niemand durchgerechnet.

Dass vorhandene Netzkapazität besser genutzt wird, statt auf ihren Ausbau zu warten, ist der richtige Weg. Er ist schneller und billiger als jede Alternative. Nur verschiebt er Risiko in private Bilanzen, und dort ist es tragbar, solange es sich beziffern lässt. Bleibt es unbestimmt, bremst es den Zubau über die Finanzierungskosten statt über ein Verbot. Sichtbar wird das erst, wenn Projekte kleiner ausfallen, sich verschieben oder nicht realisiert werden.

Die Erzeugung der Photovoltaik-Anlagen hat nach drei Quartalen 2026 bereits 75,9 Terawattstunden erreicht und damit den Wert des gesamten Vorjahres übertroffen. Je mehr Leistung hinzukommt, desto öfter wird zu klären sein, welcher Anteil davon planbar nutzbar bleibt. Bis zur zweiten und dritten Lesung im Bundestag sind es noch wenige Wochen. Sie würden reichen, um aus einer Obergrenze für den Verzicht eine Bedingung zu machen, mit der sich rechnen lässt.

— Der Autor Yves Tamborini ist Führungskraft und Stratege mit mehr als 20 Jahren Erfahrung an den Schnittstellen der Energiewirtschaft – von Marktliberalisierung und Digitalisierung über neue Geschäftsmodelle und Solarmodule bis zur heutigen Führung des Ladeinfrastruktur-Unternehmens Getec mobility solutions GmbH. Sein Blick gilt weniger einzelnen Technologien als der Frage, wie Märkte, Technologien und Geschäftsmodelle zu funktionierenden Systemen werden. Aus dieser Perspektive ist auch sein Buch „Die neue Stromlogik“ entstanden. —