Die Hallen des BDEW-Kongresses in Berlin waren diese Woche Schauplatz eines der wichtigsten energiepolitischen Duelle des Jahres. Im Zentrum: das geplante Netzpaket der Bundesregierung und der hochumstrittene „Redispatch-Vorbehalt” von Wirtschaftsministerin Reiche. Für uns zeigt sich dabei deutlicher denn je – wer Agri-PV-Projekte heute noch als reine Einspeiseanlagen plant, plant am Markt vorbei.
Das Tauziehen in Berlin: Das Ende der reinen Einspeiseanlage
Die Ausgangslage war sichtlich angespannt. Die Branche lief Sturm gegen Reiches Plan, neue Solar- und Windanlagen in überlasteten Netzgebieten für zehn Jahre auf Entschädigungen bei Abregelung verzichten zu lassen. Die Warnung war unmissverständlich: Ein solcher Vorbehalt würde die Bankfinanzierung von Großprojekten gefährden.
Reiche zeigte sich auf dem Kongress kompromissbereit und signalisierte Offenheit für Alternativen – etwa einen „systemdienlichen Redispatch-Vorbehalt” oder einen „anspruchsvollen FCA” (flexible Netzanschlussvereinbarung). Die fundamentale Botschaft zwischen den Zeilen blieb jedoch unüberhörbar: Das Netz ist voll. Die Gesamtkosten des Netzengpassmanagements lagen 2025 bei rund 3,1 Milliarden Euro. Wer glaubt, große Freiflächenprojekte als ungesteuerte Einspeiser ans Netz bringen zu können, trägt damit ein massives wirtschaftliches Risiko.
Die große Leerstelle: Agri-PV im EEG 2027 weiter ungeklärt
Während über Redispatch und das allgemeine CfD-System intensiv gestritten wurde, blieb ein Thema auffällig außen vor: Agri-PV. Ob der für Agri-PV-Projekte relevante Technologiebonus im neuen Gesetz erhalten bleibt, modifiziert oder gestrichen wird, ist weiterhin offen. Reiche mahnte, EEG-Reform und Netzpaket müssten noch vor der Sommerpause das Kabinett passieren – die beihilferechtliche EU-Genehmigung des EEG läuft Ende 2026 aus.
Für Projektentwickler bedeutet das: Wer bis zur Klärung wartet, verliert Zeit. Wer Projekte von Anfang an so baut, dass sie ohne Technologiebonus wirtschaftlich funktionieren, gewinnt.
Das Ylektra-Credo: Von Anfang an hybrid
Für uns bei Ylektra war die Richtung nie eine Frage der Regulierung. Der BDEW-Kongress hat das regulatorische Ende der „Stumpf-Einspeisung” eingeläutet – aber für hybride Kraftwerke war das Netzproblem schon immer der Ausgangspunkt, nicht eine neue Überraschung.
Wir entwickeln Agri-PV-Projekte deshalb konsequent als Kombination aus Solaranlage und großskaligem Batteriespeicher (BESS). Das hat zwei unmittelbare Konsequenzen:
Netzengpässe aktiv managen statt passiv abregeln. Statt bei drohendem Redispatch wertvollen Strom abzuregeln und zu verlieren, fangen unsere Hybridsysteme Spitzen ab und speichern die Energie zwischen. Das reduziert das Curtailment-Risiko strukturell – unabhängig davon, ob der finale Gesetzestext einen FCA oder einen Redispatch-Vorbehalt vorsieht.
Marktdynamiken nutzen statt auf Förderbescheide warten. Ein BESS ermöglicht es, dann einzuspeisen, wenn das Netz Kapazität hat und die Börsenpreise attraktiv sind. Das macht das Projekt unabhängiger von der regulatorischen Hängepartie um den Agri-PV-Bonus.
Fazit: Investitionssicherheit durch technologische Realität
Der BDEW-Kongress hat gezeigt, dass die Kopplung von Zubau und Netzkapazität politischer Konsens ist – während Detailfragen zur Agri-PV-Förderung weiter verschleppt werden. Das ist kein Beinbruch, sondern ein Beschleuniger für die richtige Technologie.
Bei Ylektra warten wir nicht auf den finalen Gesetzestext. Wir bauen heute die hybriden Kraftwerke, die den regulatorischen und wirtschaftlichen Anforderungen von morgen standhalten.
FAQ
Was ist der Redispatch-Vorbehalt im Netzpaket? Der von Ministerin Reiche geplante Vorbehalt würde neue Solar- und Windanlagen in überlasteten Netzgebieten verpflichten, für zehn Jahre auf Entschädigungen bei Abregelung zu verzichten. Die Branche kritisiert das als Finanzierungshemmnis; Reiche signalisierte auf dem BDEW-Kongress Kompromissbereitschaft.
Was ist eine flexible Netzanschlussvereinbarung (FCA)? Eine FCA erlaubt den Netzanschluss unter der Bedingung, dass die Anlage bei Netzengpässen steuerbar ist und auf Abruf ihre Einspeisung reduziert – ohne pauschalen Entschädigungsverzicht. Gilt als marktfreundlichere Alternative zum harten Redispatch-Vorbehalt.
Warum ist der Agri-PV-Technologiebonus im EEG 2027 noch unklar? Der Referentenentwurf vom April 2026 hat den bisherigen Agri-PV-Unterabschnitt (§37d) gestrichen und eine einheitliche Vergütung von 6,2 ct/kWh vorgesehen. Ob und wie ein gesonderter Bonus für DIN-SPEC-konforme Agri-PV-Anlagen erhalten bleibt, ist Gegenstand laufender politischer Verhandlungen.
Schützt ein Batteriespeicher wirklich vor Abregelungsrisiken? Ein BESS kann Einspeisespitzen kappen und Energie zeitversetzt ins Netz geben. Das reduziert das Risiko, in FCA-Beschränkungen oder Redispatch-Szenarien zu fallen – vollständig eliminieren lässt es sich nicht, aber die wirtschaftliche Abhängigkeit von reibungsloser Einspeisung sinkt erheblich.
Für welche Projektgrößen ist das Hybridkonzept sinnvoll? Ab ca. 1 MW installierter PV-Leistung rechnet sich die BESS-Integration in der Regel wirtschaftlich, wenn Direktvermarktung und Netzdienstleistungen berücksichtigt werden. Bei Agri-PV-Projekten, die ohnehin erhöhte Investitionskosten durch Trackersysteme haben, ist die integrierte Planung von Anfang an entscheidend.
