Laut Leak vom 7. Februar 2026  sieht der BMWE-Referentenentwurf für ein Netzpaket (RefE/ Leak) sollen parallel zur Neufassung des EEG, das bis Ende diesen Jahres neu aufgelegt werden muss, mehrere Gesetze und Verordnungen angepasst werden. 

Diese Anpassungen beziehen sich vor allem auf:

1. Redispatch-Vorbehalt in “kapazitätslimierten” Netzgebiete
   Erneuerbare-Energien-Anlagen (EE-Anlagen) haben aktuell gemäß dem bis Ende des Jahres geltenden EEG Vorrang beim Netzanschluss. Die Verteil- und Übertragungsnetzbetreiber (VNB und ÜNB) sollen laut RefE  in Gebieten, in denen im Vorjahr mehr als 3% des produzierten Stroms abgeregelt wurde (kapazitätslimitierte Netzgebiete), neuen EE-Anlagen diesen Anschlussvorrang verwehren können. EE-Erzeuger dürfen auf einen prioritären Netzanschluss bestehen, wenn sie im Gegenzug für 10 Jahre auf Entschädigungszahlungen im Abregelungsfall verzichten. Dies ist der sogenannte Redispatch-Vorbehalt. Da die Einstufung als kapazitätslimitiertes Netzgebiet auf den Abregelungen des Vorjahres basiert, kann sich die Kategorisierung folglich von Jahr zu Jahr verändern. Investoren in Erneuerbare Anlagen müssten also wählen: Zwischen der Unsicherheit über den Zeitpunkt des Netzanschlusses und der Unsicherheit über den Ausfall von Entschädigungszahlungen im Falle einer Abregelung.
    
2. Individuelle Netzanschluss-Prozesse der einzelnen Verteilnetzbetreiber
   Die deutschlandweit insgesamt 866 Verteilnetzbetreiber (VNBs) sollen individuell angepasste Prozesse für die Ausgestaltung der Priorisierung von Netzanschlüssen vornehmen können. Dabei macht der RefE keine bundeseinheitlichen Vorgaben dafür, wie diese Prozesse auszugestalten sind. Das betrifft Formulare, Fristen, Vorgaben für zu liefernde Daten, für zu verwendende Komponenten, etc. Die Folge wäre eine wahre Lawine neuer Bürokratie sowie ein regulatorischer Flickenteppich.
    
3. Zahlungsverpflichtungen
   Der Entwurf sieht vor Netzbetreibern die Möglichkeit einzuräumen, Erzeuger über die Erhebung von “angemessenen” Baukostenzuschüssen (BKZs) an den Kosten für Optimierung, Verstärkung und Ausbau des Netzes zu beteiligen. Damit könnten die Netzbetreiber einseitig Zahlungsbedarfe für einspeisende Anlagen bestimmen. Darüber hinaus soll den VNBs die Erhebung einer Reservierungsgebühr für Netzanschlusskapazitäten ermöglicht werden. 

Die deutschen Stromnetze sind seit geraumer Zeit das Ziel einer Vielzahl von Anschlussbegehren für EE-Anlagen und Speicher. Die Netzbetreiber können diesen Anschlussbegehren immer weniger nachkommen, weil in weiten Teilen Deutschlands nur noch wenige Netzverknüpfungspunkte verfügbar sind.

Weil die Netze in Deutschland seit Jahren entgegen der geltenden Verpflichtung für Netzbetreiber viel zu langsam und unzureichend optimiert, verstärkt und ausgebaut werden, fehlen Kapazitäten für Anschluss und Übertragung.

Die Erneuerbaren Energien boomen. Vor allem Wind- und Solarenergie sind auf einem starken Zubaukurs. Entsprechend steigt die Einspeisung aus Erneuerbaren Energien. 2025 hatten diese einen Anteil von rund 60 % an der deutschen Stromerzeugung. Damit sind sie auf dem politisch gewollten Kurs.  Diese gestiegene Einspeisung prallt auf die veralteten Netze und führt dazu, dass Strom punktuell abgeregelt werden muss. Das ist der sogenannte Redispatch. Da dadurch die Möglichkeit verloren geht, produzierten Strom auch einzuspeisen, werden die Betreiber von EE-Anlagen für diese Abregelungen von den Netzbetreibern entschädigt. Die Netzbetreiber wiederum holen sich das Geld für die Entschädigungszahlungen über die Netzentgelte von den Verbrauchern zurück. 

Die Netze sind überlastet und die Netzbetreiber haben ein Optimierungs-, Verstärkungs- und Ausbauproblem. An dieser Analyse gibt es keinen Dissens. Der Entwurf erhebt den Anspruch, den Netzanschluss zu steuern und Redispatch-Zahlungen zu reduzieren. 

Nein. 

Der Entwurf würde weder die eingespeisten Strommengen besser nutzbar machen, noch würde er die Situation in den Netzen verbessern. Es gäbe also ein genauso hohes Redispatch-Aufkommen wie jetzt auch. 

Der Entwurf enthält außerdem weder Anreize für den Ausbau der Netze, noch sieht er Strafen für die Betreiber vor, wenn sie ihrem gesetzlichen Auftrag zu Optimierung, Verstärkung und Ausbau der Netze nicht nachkommen. Ebenso fehlen Erleichterungen für Genehmigungsverfahren zur Ertüchtigung der Netze. Damit würde die Netzinfrastruktur weiterhin auf ihrem nicht mehr zeitgemäßen Stand verharren.

Für die Erneuerbaren bedeutet der Entwurf vor allem den kompletten Verlust von Planungssicherheit. 

Weil die Voraussetzung zur Bestimmung der “kapazitätslimitierten Netzgebiete” die abgeregelte Strommenge des Vorjahres ist, kann sich der Zuschnitt dieser Gebiete von Jahr zu Jahr ändern. Das bedeutet für Projektplaner, dass ein Standort in einem Jahr wirtschaftlich rentabel sein kann und im darauffolgenden Jahr bereits nicht mehr. Das macht eine realistische Kalkulation von Investitionen unmöglich. 

Wer eine neue EE-Anlage planen möchte, steht also vor der Wahl: Entweder auf unbestimmte Zeit auf einen - eigentlich garantierten - Netzanschluss verzichten, oder über zehn Jahre hinweg auf Entschädigungen beim Redispatch verzichten. Unter diesen Umständen können keine Investitionen getätigt werden. Es droht eine komplette Zubaublockade für die Erneuerbaren.

Wer den Ausbau der Erneuerbaren ausbremst, muss seine Energie aus anderen Quellen beziehen. In Anbetracht der nicht gegebenen Marktreife von Fusionsenergie bzw. SMRs (Small Modular Reactors) bleibt in Deutschland als Alternative perspektivisch nur noch Erdgas. 

Erdgas bringt mehrere Probleme mit sich. Zum einen ist Deutschland auf Rohstofflieferungen aus dem Ausland angewiesen. Das würde die Bundesrepublik in wachsende, einseitige Abhängigkeiten von Russland, den USA oder den Golfstaaten treiben. Der vollumfängliche russische Angriff auf die Ukraine hat gezeigt, wie verwundbar energetische Abhängigkeiten ein Land machen. Deutschland hat sich nach dem Kriegsbeginn in der Ukraine mühsam aus der Abhängigkeit von Russland gelöst und dabei sehr schnell seine Energieversorgung deutlich unabhängiger und resilienter aufgestellt. Dieser Fortschritt würde durch eine Rückkehr zu weitreichender Energieversorgung mit Erdgas wieder zunichtegemacht. 

Zum anderen muss Erdgas teuer importiert werden. Entsprechend haben fossile Gaskraftwerke mit die höchsten Stromgestehungskosten. Der Strompreis berechnet sich nach der Merit Order. Das bedeutet, das letzte, zur Deckung des Strombedarfs zugeschaltete Kraftwerk gibt den Ausschlag für den Strompreis. Ist dieses letzte Kraftwerk ein teures Erdgaskraftwerk, steigt der Strompreis für alle spürbar an. Das wiederum verteuert Produktionskosten und macht Deutschland als Standort weniger attraktiv. Hier bereits ansässige Unternehmen werden durch die höheren Strompreise ebenso belastet wie Privathaushalte. 

Erneuerbare Energien wirken im Gegenzug nachweislich preissenkend. Sie haben die geringsten Gestehungskosten im gesamten System. Je mehr Strom aus Erneuerbaren im System ist, desto geringer ist der Strompreis. 

Die Erneuerbaren-Branche ist eine aktuell boomende Industrie, die entlang ihrer Wertschöpfungsketten hunderttausende Jobs in verschiedensten Bereichen und, dank der dezentralen Struktur der Erneuerbaren, auch regional über das ganze Land verteilt absichert. Das sind nicht nur Arbeitsplätze in der Produktion oder der Wartung von EE-Anlagen, sondern auch bei Zulieferern, die eng mit dem Maschinenbau und der Automobilindustrie verwoben sind. Diese Jobs stünden alle auf dem Spiel.

Die Branche lehnt den Entwurf entschieden ab. 

Er nimmt die (eigentlich für die systemischen Herausforderungen verantwortlichen) Netzbetreiber komplett aus der Verantwortung und bürdet dafür alle Kosten und Risiken den Betreibern, Projektierern und Investoren von Erneuerbaren Energien auf. Damit sollen de facto die Erzeuger für die Versäumnisse der Netzbetreiber zur Kasse gebeten werden. Gleichzeitig enthält er keine Maßnahmen, die die Situation im Stromsystem wirksam verbessern würden. Dazu müsste bei den Netzbetreibern angesetzt werden, nicht bei den Erzeugern. 

Gleichzeitig bedrohen die im Entwurf vorgesehenen Maßnahmen die Investitions- und Planungssicherheit für EE-Anlagen deutlich. 

Die Vorbedingung von drei Prozent für die Ausweisung von kapazitätslimitierten Netzgebieten entbehrt einer wissenschaftlichen oder datenbasierten Grundlage und scheint willkürlich gewählt. Stand heute ist davon auszugehen, dass weite Teile des Bundesgebiets davon betroffen wären. Welche oder wie viele Gebiete das im Einzelnen sind, kann das BMWE nicht benennen.

Damit droht der Entwurf zu einem harten Ausbremsen der Energiewende zu führen, ohne in irgendeiner Art und Weise zum Netzausbau oder der Lösung der anderen systemischen Probleme beizutragen.

Um den Umfang der gefährdeten Investitionssummen deutlich zu machen eine Beispielrechnung:

Bei Windenergieanlagen an Land kann man je installiertem Megawatt Leistung eine Investitionssumme von 1-1,5 Mio. Euro veranschlagen. Im Jahr 2025 wurden Anlagen mit einer kumulierten Leistung von 14.449 Megawatt in den Ausschreibungen bezuschlagt. Damit entsprechen allein diese Windenergieprojekte einem Investitionsvolumen zwischen 14,5 und 21,6 Milliarden Euro. 

Die Zugangsprozesse zu Netzanschlüssen ohne bundeseinheitliche Vorgaben über die VNBs organisieren zu lassen, birgt die Gefahr eines regulatorischen Flickenteppichs. Bei insgesamt 866 VNBs im gesamten Bundesgebiet drohen im schlimmsten Fall 866 individuelle Regelungen und Vorgaben. Das käme einer wahren Bürokratie-Lawine gleich und würde Transparenz, Planbarkeit und Investitionssicherheit erheblich gefährden.

Ob die Vorschläge aus dem Referentenentwurf rechtskonform sind, darf zumindest angezweifelt werden.
Das EU-Recht garantiert Erzeugern von Erneuerbaren Energien, deren Anlagen durch die Netzbetreiber abgeregelt werden, die Zahlung von angemessenen Entschädigungen. Dies kann nur dann umgangen werden, wenn die Erzeuger freiwillig auf die Entschädigungszahlungen verzichten. 

Eine Wahl zwischen einem Netzanschluss und einem Entschädigungsverzicht über zehn Jahre hinweg ist keine Freiwilligkeit. Daher ist davon auszugehen, dass diese Bestimmung aus dem Entwurf nicht mit EU-Recht konform ist.

Ein weiteres Konfliktfeld gibt es zwischen dem Entwurf und dem Landesrecht, zumindest im Bereich der Windenergie an Land. Die räumliche Steuerung des Windenergieausbaus an Land erfolgt über das Bauplanungsrecht. Wenn die Netzbetreiber nun aber, wie im Referentenentwurf vorgesehen, plötzlich kapazitätslimitierte Netzgebiete ausweisen können, würde diese Ausbausteuerung faktisch von den Ländern auf die Netzbetreiber übergehen. Damit würden nicht nur die Regelungen aus dem Baugesetzbuch und dem Windenergieflächenbedarfsgesetz ausgehebelt, sondern auch alle dahinterliegenden Planungs-, Beteiligungs- und Regulierungsprozesse auf der Landesebene.

Das deutsche Netz kann nicht über Nacht vom Kopf auf die Füße gestellt werden. Es gibt aber durchaus Stellschrauben, an denen heute schon gedreht werden kann, um die bestehende Infrastruktur besser zu nutzen. 

Der BEE schlägt die folgenden, tatsächlich wirksamen Maßnahmen vor:

a) Netzausbau und Netzoptimierung beschleunigen

Die wichtigste Maßnahmen zur Reduzierung von Redispatch ist der Ausbau des Netzes. Dabei ist das NOXVA-Prinzip – Netzoptimierung vor Flexibilität vor Verstärkung vor Ausbau – konsequent umzusetzen. Technische Instrumente wie Freileitungsmonitoring, kuratives Engpassmanagement, intelligente Ortsnetzstationen oder die Weiterentwicklung des n-1-Prinzips werden bislang nicht flächendeckend genutzt und bergen erhebliche Effizienzpotenziale.

Planungs- und Genehmigungsverfahren müssen vereinfacht und beschleunigt werden. Für geringfügige Maßnahmen sollte ein Anzeigeverfahren etabliert werden.

b) Flexible und freiwillige Anschlussmodelle stärken

Die effizientere Nutzung bestehender Kapazitäten ist zentral. Die Überbauung von Netzverknüpfungspunkten (NVP), die der BEE seit langem fordert, ermöglicht es Anlagenbetreibern in Verbindung mit freiwilligen flexiblen Netzanschlussvereinbarungen (FCA) Leistungsspitzen oberhalb der Anschlussleistung freiwillig nicht einzuspeisen. Dabei werden Photovoltaik- und Windenergieanlagen, im Idealfall in Kombination mit einem Speicher, an denselben NVP angeschlossen. Da sich Wind- und Solarenergie komplementär zueinander verhalten, würden sie sich in der Einspeisung am NVP nicht blockieren. Sollten doch beide gleichzeitig viel Leistung bereitstellen, könnte diese in einem Speicher aufgefangen und zu einem systemdienlicheren Zeitpunkt eingesetzt werden.

So kann Netzintegration verbessert und die Notwendigkeit für Abregelungen reduziert werden. Voraussetzung ist, dass solche Modelle freiwillig bleiben und den Anschlussvorrang nicht unterlaufen.

Da die flexible Bioenergie aufgrund der Steuerbarkeit keinen zusätzlichen Redispatch auslöst und dringend für ein klimaneutrales Stromsystem benötigt wird, sollten Anschlussbegehren schnell bearbeitet und freigegeben werden.

Eine Ausgestaltung des Netzanschlussrechts muss zudem den unterschiedlichen technischen Voraussetzungen der EE-Anlangen gerecht werden. Steuerbare Anlagen können ihre Erzeugung gezielt in Hochpreisphasen verlagern, dadurch punktuell preissenkend wirken und ihre Leistung systemdienlich einsetzen.

c) „Nutzen statt Abregeln“ und sektorale Integration

Statt Strom bei Engpässen abzuregeln, sollte nicht abgeleitete Energie vor dem Netzverknüpfungspunkt genutzt werden dürfen – etwa durch Speicher oder Sektorenkopplung. Dies senkt Redispatchmengen und -kosten unmittelbar. Das bestehende Instrument nach § 13k EnWG wird bislang kaum angewendet und muss entbürokratisiert werden.

d) Smarte, regionale Planung

Eine stärker regional ausgerichtete, datenbasierte Planung kann Erzeugung, Flexibilität und Verbrauch besser aufeinander abstimmen. Dadurch werden überregionale Netze entlastet, Redispatch reduziert und Investitionssicherheit erhöht. Mit dem gemeinsam mit dem Fraunhofer IEE entwickelten „Energiewenderechner“ schafft der BEE hierfür eine transparente Simulations- und Planungsgrundlage auf regionaler Ebene bis 2045.