Das Wichtigste in Kürze
- Nur 5 % der Umspannwerke sind 2024 für PV kapazitätslimitiert (Netzengpassgebiete) – 95 % stehen ohne Einschränkung zur Verfügung.
- Das neue Netzpaket koppelt Redispatch-Entschädigung an den Standort: reduzierte Vergütung in Netzengpassgebieten, gedeckelt auf 20 % des Jahresertrags, befristet auf 6 Jahre.
- Nur 9 % des PV-Zubaus 2025 lag in Engpassgebieten, verursachte aber den Großteil des Redispatch-Anstiegs – das Problem ist hochkonzentriert, nicht flächendeckend.
- Agri-PV-Entwickler wie Ylektra profitieren von größerer Standortflexibilität, um Netzengpassgebiete gezielt zu vermeiden.
Wer heute eine Freiflächen- oder Agri-PV-Anlage entwickelt, kann sich nicht mehr allein auf Einstrahlung, Flächenverfügbarkeit und Netzanschlusszusage verlassen. Mit dem Netzpaket der Bundesregierung rückt eine neue Variable in den Vordergrund: der Status des Anschlussnetzes als kapazitätslimitiertes Netzgebiet – im politischen Sprachgebrauch auch als Netzengpassgebiet bezeichnet. Am 8. September 2026 hat E‑Bridge Consulting im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWE) die Datengrundlage vorgelegt, auf der dieses neue Steuerungsinstrument aufbaut. Die Ergebnisse sind für PV- und Agri-PV-Entwickler unmittelbar handlungsrelevant.
Das Problem: PV-Zubau schneller als Netzausbau
Der beschleunigte Ausbau der Photovoltaik trifft in einzelnen Regionen auf Verteilnetze, die mit dem Tempo nicht Schritt halten. Die Folge sind wachsende Redispatch-Mengen und steigende Systemkosten – und ein Anreizproblem: Neue PV-Anlagen entstehen teils dort, wo bereits heute überdurchschnittlich abgeregelt wird, und verschärfen damit genau die Engpässe, die sie eigentlich mitfinanzieren. Ohne steuerndes Korrektiv drohte sich dieser Effekt mit fortschreitendem Zubau zu verstärken.
Der regulatorische Rahmen: Netzpaket und Standortsteuerung
Der Kabinettsbeschluss vom 29. Juli 2026 zu EEG-Novelle und Netzanschlusspaket adressiert genau dieses Problem. Kernidee: Anlagen, die sich bewusst an einem als kapazitätslimitiert ausgewiesenen Umspannwerk oder Leitungsabschnitt anschließen lassen, erhalten im Fall einer Redispatch-Abregelung eine reduzierte Entschädigung – für PV gedeckelt auf 20 Prozent des Jahresertrags, befristet auf sechs Jahre. Gebote sind künftig an das konkrete Flurstück gebunden, sodass die Netzverträglichkeit des Standorts bereits vor Geboteinreichung geprüft werden muss.
Voraussetzung für diese Standortsteuerung ist eine transparente, deutschlandweit konsistente Ausweisung kapazitätslimitierter Netzgebiete durch die Verteilnetzbetreiber – maßgeblich anhand einer Abregelungsquote von über fünf Prozent im Vorjahr, technologiespezifisch getrennt für PV und Wind, befristet und regelmäßig überprüft. Genau diese Ausweisungsmethodik liefert die E‑Bridge-Studie: Sie wurde in Abstimmung mit dem BDEW und 21 von Redispatch betroffenen Hochspannungsnetzbetreibern erarbeitet und wertet rund 3.000 Umspannwerke auf Basis von Marktstammdatenregister, OpenStreetMap, Netztransparenz.de sowie Wetter- und Geodaten aus – mit Fokus auf das Jahr 2024, für das die Datenlage am belastbarsten ist.
Die Ergebnisse: PV-Zubau bleibt weitgehend unberührt
Für Photovoltaik zeigt die Studie: 2024 sind rund fünf Prozent der Umspannwerke kapazitätslimitiert – 95 Prozent des Netzes stehen PV-Anlagen ohne Einschränkung zur Verfügung. Wie bei anderen Erzeugungstechnologien ist die Limitierung kein flächendeckendes Phänomen, sondern konzentriert sich auf einzelne Netzgebiete mit strukturell begrenzter Netzaufnahmekapazität, in denen bereits heute hohe PV-Einspeisung auf wiederkehrende Engpässe trifft.
2025 stieg der Anteil kapazitätslimitierter Netzgebiete infolge des PV-Zubaus gegenüber 2024 weiter an. Die räumliche Verteilung zeigt eine klare Konzentration auf Regionen mit bereits hoher PV-Durchdringung – für neue Projekte in genau diesen Gebieten steigt damit das Risiko, unter die neue Standortsteuerung zu fallen.E
Gleichzeitig belegt die Studie, wie punktuell das Problem tatsächlich ist: 2025 entfielen nur rund neun Prozent des betrachteten PV-Zubaus auf kapazitätslimitierte Umspannwerke – diese wenigen Standorte verursachten jedoch den überwiegenden Teil des gesamten Anstiegs der Redispatchmenge (rund 72 Prozent, PV und Wind zusammengenommen). Die weit überwiegende Mehrheit neuer PV-Anlagen entsteht damit weiterhin dort, wo sie ohne nennenswerte Abregelung ins Netz integriert werden kann. Zum Vergleich: Bei der Windenergie zeigt sich ein ganz ähnliches Muster mit einem noch etwas geringeren Anteil betroffener Umspannwerke – ein Hinweis, dass das Steuerungsinstrument technologieübergreifend gezielt auf einzelne Hotspots wirkt, statt den Ausbau strukturell zu bremsen.
Was das für die Projektentwicklung heißt
Für Ylektra bestätigt die Studie einen Ansatz, den wir in der Flächenakquise bereits verfolgen: Netzverträglichkeit ist kein pauschales Regionalmerkmal, sondern eine Frage des konkreten Flurstücks. Da Gebote künftig standortgebunden sind, entscheidet die frühzeitige Prüfung des Anschluss-Umspannwerks über das Abregelungsrisiko eines Projekts – lange bevor die eigentliche Bauleitplanung beginnt. Wir prüfen diesen Faktor systematisch als Teil unserer Standortbewertung, gemeinsam mit Zielabweichungs- und EEG-Kriterien.
Agri-PV bringt hier einen strukturellen Vorteil mit: Die Doppelnutzung landwirtschaftlicher Flächen eröffnet häufig mehr Standortalternativen innerhalb eines Suchraums als klassische Freiflächen-PV, weil landwirtschaftliche Nutzung und Netzanschlusspunkt getrennt gedacht werden können. Projekte lassen sich damit gezielt auf nicht limitierte Netzabschnitte ausrichten, ohne bei der landwirtschaftlichen Eignung Kompromisse einzugehen.
Fazit
Die E‑Bridge-Studie liefert erstmals eine belastbare, deutschlandweite Datengrundlage für ein Instrument, das gezielt statt pauschal wirkt: Es adressiert wenige strukturelle Hotspots in der PV-Einspeisung, ohne den Ausbaupfad der Photovoltaik insgesamt zu bremsen. Für Entwickler verschiebt sich der Wettbewerbsvorteil damit weiter in Richtung sorgfältiger, frühzeitiger Standortprüfung auf Flurstücksebene – ein Feld, auf dem sich handwerkliche Sorgfalt in der Projektentwicklung direkt in Projektwirtschaftlichkeit übersetzt.
Häufige Fragen (FAQ)
Was ist ein Netzengpassgebiet (kapazitätslimitiertes Netzgebiet)?
Ein Umspannwerk oder Leitungsabschnitt, an dem mehr als fünf Prozent der erzeugten Energie durch Redispatch abgeregelt wurde. Die Ausweisung erfolgt transparent durch die Verteilnetzbetreiber und wird der Bundesnetzagentur gemeldet.
Wer legt fest, welche Gebiete betroffen sind?
Die Verteilnetzbetreiber weisen die Gebiete anhand objektiver, nachvollziehbarer Kriterien aus – unter Berücksichtigung von Redispatch-Abrufen sowohl der Verteil- als auch der Übertragungsnetzbetreiber, getrennt nach PV- und Wind-Technologie.
Ab wann gilt die Regelung praktisch?
Da die Ausweisung auf den Redispatch-Daten des Vorjahres basiert, kann eine Ausweisung frühestens auf Basis der (teils noch ausstehenden) Redispatch-Einsätze des Jahres 2026 erfolgen. Die Studie versteht sich als Blaupause für die tatsächliche Ausweisung nach Ablauf des Jahres 2026.
Bremst das Steuerungsinstrument den Ausbau von Agri-PV?
Nach den vorliegenden Daten nicht strukturell: 95 Prozent der Umspannwerke sind für PV nicht kapazitätslimitiert. Entscheidend wird die frühzeitige, flurstücksscharfe Prüfung des Netzanschlusspunkts im Einzelfall – genau hier setzt eine sorgfältige Projektentwicklung an.
Quelle: E‑Bridge Consulting GmbH, „Kapazitätslimitierte Netzgebiete als Datengrundlage für ein Steuerungsinstrument zur Koordination von Netz- und EE-Ausbau”, im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, 08.09.2026.
