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Das Stromnetz ist der Flaschenhals der deutschen Energiewende. Solarparks, Windanlagen und Großbatterien stehen in der Warteschlange, manche seit Jahren. Beim Treffpunkt Netze des Branchenverbands BDEW in Berlin haben Netzbetreiber, Projektierer und Vertreter der Politik Ende September 2026 über neue Regeln diskutiert. Zur gleichen Zeit hat das Fraunhofer-Institut IEE eine Studie vorgelegt, die zu einem überraschenden Ergebnis kommt: Die bestehende Netzinfrastruktur hat mehr Spielraum, als Anschlusskarten vermuten lassen.
Anträge weit jenseits der Netzkapazität
Die Zahlen sind eindeutig. Bundesweit liegen bei den vier Betreibern der Höchstspannungsnetze Anfragen für rund 250 GW Batteriespeicherleistung vor. Tatsächlich in Betrieb waren im Herbst 2025 Großbatterien mit rund 2,4 GW. Für Windkraft und Solarparks gilt Ähnliches: 2025 erteilten die Behörden Genehmigungen für Windräder an Land mit knapp 20,8 GW. Angeschlossen wurden davon 4,6 GW.
Viele Anträge auf Netzanschluss sind reine Vorsorge. Wer einen Speicher plant, sichert sich Plätze an mehreren Standorten gleichzeitig. Gebaut wird später nur einer. Die Eintrittsschwelle für einen Antrag ist gering, der Anreiz hoch. Batteriespeicher, die bis Anfang August 2029 in Betrieb gehen, zahlen zwei Jahrzehnte lang keine Netzentgelte auf den bezogenen Strom.
Netz wächst zu langsam
Neue Stromleitungen benötigen laut Regierungsentwurf häufig acht bis zwölf Jahre Vorlaufzeit. Großprojekte wie die Suedlink-Trasse sind im Bau, ändern aber die kurzfristige Lage nicht. Wenn das Netz Überschussstrom nicht aufnehmen kann, regeln Netzbetreiber die Anlagen ab. Dieser Eingriff heißt Redispatch. 2025 traf er laut Bundesnetzagentur rund 9,4 Terawattstunden erneuerbaren Strom, gut 3,5 Prozent der erneuerbaren Erzeugung. Die Entschädigungszahlungen an die Betreiber beliefen sich auf 433 Millionen Euro.
Beim Solarstrom hat sich die abgeregelte Menge nahezu verdoppelt. Ein erheblicher Teil der Eingriffe geht auf Engpässe in regionalen Verteilnetzen zurück. Für Unternehmen mit eigenem Solarpark oder Energieerzeugungsanlage bedeutet das konkret: Selbst genehmigte Projekte können an fehlenden Netzkapazitäten scheitern oder werden nach Inbetriebnahme regelmäßig gedrosselt.
Was das geplante Netzanschlussgesetz regeln soll
Seit Ende September 2026 berät der Bundestag über ein Gesetz, das Prioritäten für den Netzanschluss festlegen soll. Im Kern geht es um drei Instrumente.
Priorisierungskriterien
Wer zuerst einen gesicherten Anschlussvertrag erhält, soll nach definierten Kriterien bestimmt werden. Details sind noch umstritten. Branchenvertreter kritisieren, dass die Kriterien je nach Ausgestaltung bestimmte Technologien oder Regionen benachteiligen könnten.
Redispatchvorbehalt
Neue Anlagen sollen unter bestimmten Umständen mit einem Redispatchvorbehalt ans Netz gehen dürfen. Das bedeutet: Anschluss ja, aber mit der Maßgabe, dass der Netzbetreiber die Anlage bei Überlastung abregeln kann. Für Betreiber verschiebt das das Erlösrisiko.
Systemdienliche Anschlussleistung
Die sogenannte systemdienliche Anschlussleistung soll Anlagen einen Anschluss mit reduzierter Maximalleistung ermöglichen. Statt auf den vollen Netzausbau zu warten, können Projekte früher starten, müssen aber Leistungsgrenzen akzeptieren.
Fraunhofer sieht ungenutztes Potenzial
Parallel zur politischen Debatte hat das Fraunhofer IEE in Kassel eine Studie im Auftrag der Solarbranche vorgelegt. Das Ergebnis: An 1.313 ländlichen Umspannwerken in Deutschland könnten Batteriespeicher die Netzkapazität so entlasten, dass rund 150 GW zusätzliche Photovoltaikleistung angeschlossen werden könnten.
Der Mechanismus dahinter ist technisch plausibel. Transformatoren sind für Spitzenlast ausgelegt, laufen aber den überwiegenden Teil des Jahres weit unterhalb ihrer Grenze. Speicher können Erzeugungsspitzen abflachen, bevor sie den Transformator erreichen. Das reduziert die Spitzenlast und schafft Spielraum für zusätzliche Solarleistung, ohne dass neue Netztrassen gebaut werden müssen.
Die Zahl von 150 GW klingt groß. Sie entspricht in etwa dem Doppelten der in Deutschland Ende 2025 installierten Solarleistung. Allerdings setzt die Studie voraus, dass an den betroffenen Umspannwerken tatsächlich geeignete Speicher installiert und betrieben werden. Das ist eine Investitionsfrage, keine technische.
Was das für Industrieunternehmen bedeutet
Für Betriebe, die Eigenstromerzeugung oder Direktlieferverträge mit erneuerbaren Erzeugern planen, ändert sich durch den Gesetzentwurf die Ausgangslage. Projekte mit Netzanschlussantrag müssen mit längeren Wartezeiten und möglichen Leistungsbeschränkungen rechnen. Wer auf Eigenversorgung setzt und einen Netzanschluss für Spitzenlastzeiten benötigt, sollte die Planungsannahmen überprüfen.
Die Studie des Fraunhofer IEE zeigt außerdem, dass kombinierte Projekte aus Solaranlage und Batteriespeicher bei der Netzintegration Vorteile gegenüber reinen Solarparks haben könnten. Das ist kein Versprechen, aber ein Faktor, den Projektentwickler und ihre Auftraggeber in der Wirtschaft einkalkulieren sollten.
Fazit
Der Netzstau ist real. Er kostet Geld, verzögert Projekte und belastet Entscheidungen über industrielle Eigenstromerzeugung. Das geplante Gesetz schafft Regeln, aber keine zusätzliche Leitungskapazität. Die Fraunhofer-Studie zeigt einen technisch gangbaren Weg über Speicher, der Investitionen voraussetzt. Wer in Erneuerbare oder Eigenversorgung investiert, muss Netzanschlussfragen früher und konkreter einplanen als bisher.
