Die aktuelle Gesetzesinitiative in Deutschland kombiniert drei zentrale Regulierungsinstrumente – das geplante EEG 2027, das Netzanschlusspaket nach dem EnWG und die bevorstehende Netzentgeltreform AgNes. Laut einer von Prognos für den Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) erstellten Studie führen die sieben darin enthaltenen Maßnahmen zu einer kumulierten Erhöhung der Stromgestehungskosten (LCOE) von Photovoltaik-Freiflächenanlagen um bis zu 30 % in Südausrichtung und um 26 % bei Ost-West-Orientierung. Diese Steigerungen übersteigen den aktuellen EEG-Ausschreibungshöchstwert von 59 €/MWh deutlich und gefährden sowohl den marktgestützten Ausbau von Solarenergie als auch die Erreichung der deutschen Klimaziele für 2030.
Regulatorisches Paket und seine sieben Maßnahmen
Die Studie berücksichtigt die folgenden regulatorischen Eingriffe:
- Redispatch-Vorbehalt (RDV) – verpflichtender, entschädigungsfreier Abregelungsverzicht von bis zu 20 % für einen Zeitraum von 6 bis 7,5 Jahren.
- Kappung der Anschlusskapazität auf 70 % für neue Freiflächenanlagen ab 2027.
- Erhöhung der kommunalen Beteiligung von 0,2 ct/kWh auf freiwillig bis 0,3 ct/kWh (Erstattung bleibt auf 0,2 ct/kWh begrenzt).
- Einführung von Kapazitätsentgelten im Rahmen von AgNes (rechnerisch 5,14 € bis 7,00 €/kW/a).
- Einmaliger Baukostenzuschuss für Netzanschluss, orientiert an der Anschlussleistung.
- Differenzverträge (CfDs) – qualitativ bewertet, nicht quantifiziert.
- Co-Location-Speicher – ebenfalls qualitativ berücksichtigt.
Finanzielle Auswirkungen auf PV-Freiflächenanlagen
Durch die kumulative Wirkung der genannten Maßnahmen steigen die LCOE von PV-Freiflächenanlagen erheblich:
- Ausgangsbasis Südausrichtung: 55,6 €/MWh (Quelle S1).
- Nach Maßnahmen Südausrichtung: 72,2 €/MWh – ein Anstieg von 30 %.
- Ausgangsbasis Ost-West-Ausrichtung: 58,4 €/MWh.
- Nach Maßnahmen Ost-West-Ausrichtung: 73,6 €/MWh – ein Anstieg von 26 %.
- Resultierende Kosten liegen um 13,2 €/MWh (Süd) bzw. 14,5 €/MWh (Ost-West) über dem EEG-Ausschreibungshöchstwert von 59 €/MWh.
Anzulegender Wert niedriger als Stromgestehungskosten
Im Ergebnis rechnet Prognos mit einem Anstieg der Stromgestehungskosten für südausgerichtete Freiflächenanlagen von 55,6 € auf 72,2 €/MWh. Dem gegenüber steht ein Ausschreibungshöchstwert von nur 59 €/MWh. Für Ost-West-Anlagen steigt der LCOE von 58,4 € auf 73,6 €/MWh, ebenfalls über dem zulässigen Höchstwert.
Technologievergleich: Ungleichbehandlung gegenüber Windenergie an Land
Die Studie analysiert parallel die Auswirkungen auf Onshore-Windanlagen. Zwar steigen die LCOE von Windenergie bis zu 21 % (Stand 2026, Quelle S1), doch bleiben sie dank des gesetzlichen Referenzertragsmodells und standortspezifischer Korrekturfaktoren unter dem Ausschreibungshöchstwert. PV-Freiflächen dagegen verfügen über keinen solchen Ausgleich. Der Kosten-Effekt des Redispatch-Vorbehalts für Wind liegt bei 4,6 bis 6,6 €/MWh, je nach Standort (Jahr 2026, Quelle S1).
Systemischer Hintergrund des Redispatch-Vorbehalts und Engpasskosten
Der entschädigungslose Redispatch-Vorbehalt soll die volkswirtschaftlichen Kosten des Engpassmanagements dämpfen. Seit 2022 belaufen sich diese Kosten jährlich auf rund 3 Milliarden € (Quelle S2). Der Schwerpunkt verlagert sich zunehmend auf das Verteilnetz: 2024 waren 26 % der erneuerbaren Redispatch-Mengen im Verteilnetz, 2025 bereits 35 % (Quelle S2).
- Jährliche Netzkosten für Redispatch/Engpassmanagement: ca. 3 Mrd. € (2026).
- Anteil Verteilnetze an abgeregelten EE-Redispatch-Mengen: 35 % (2025).
Rechtsrahmen und Zeitplan der Netzentgeltreform AgNes
Die AgNes-Reform knüpft an das EuGH-Urteil von 2021 an, das das Auslaufen der Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) zum 31. Dezember 2028 festlegte. Die Bundesnetzagentur plant, ab dem 1. Januar 2029 verbindliche Kapazitätsentgelte für Einspeiser ab 30 kW Einführung. Ziel ist die Beteiligung der Erzeuger an den bundesweiten Netzkosten von rund 37 Mrd. € pro Jahr.
- Gesamte jährliche Netzkosten im Stromnetz: ca. 37 Mrd. € (2026, Quelle S3).
- Geplanter Start verbindlicher Einspeise-Netzentgelte: 01.01.2029 (2026, Quelle S3).
- Kapazitätsentgelt: rechnerisch 5,14 € bis 7,00 €/kW/a.
Warum die Kostensteigerungen für PV-Freiflächen problematisch sind
Die Kombination aus Redispatch-Vorbehalt, Kappung der Anschlusskapazität, Baukostenzuschüssen und Kapazitätsentgelten führt zu einer strukturellen Benachteiligung von Solar-Freiflächen gegenüber Windkraft. Da für PV-Freiflächen kein Ausgleichsmechanismus wie das Referenzertragsmodell existiert, wirken die kumulierten Belastungen voll auf die Wirtschaftlichkeit durch. Selbst außerhalb von Vorbehaltsgebieten sind die erhöhten Kosten so hoch, dass die geplante Lenkungswirkung – weniger Anlagen in überlasteten Netzregionen und gleichzeitig wirtschaftliche Attraktivität elsewhere – nicht mehr erreicht werden kann.
Risiken und Gegenargumente
- Entlastung der Endverbraucher vs. Überwälzung auf das EEG-Konto: Die Bundesnetzagentur argumentiert, Erzeuger müssten an den immensen Netzausbaukosten beteiligt werden, um Verbraucher zu entlasten. Verbände (BEE) warnen, dass höhere Einspeiseentgelte letztlich das EEG-Konto und damit den Bundeshaushalt belasten.
- Vermeidung von Netzverstopfung als Lenkungsziel: Netzbetreiber sehen die 70-Prozent-Kappung als notwendig, um Mittagsspitzen abzufedern und mehr Anlagen an die bestehende Leitungsinfrastruktur anzuschließen, ohne langwierigen physischen Leitungsausbau.
Häufig gestellte Fragen (FAQ)
- Warum geraten PV-Freiflächenanlagen stärker unter Druck als Windkraftanlagen? Windenergie profitiert im EEG vom Referenzertragsmodell mit standortspezifischen Korrekturfaktoren, die windschwächere Gebiete höher vergüten. PV-Freiflächen haben hingegen eine starre Preisobergrenze, sodass die kumulierten Kosten-Effekte direkt die Wirtschaftlichkeit reduzieren.
- Warum will der Gesetzgeber den Redispatch künftig entschädigungslos begrenzen? Jahreskosten für Engpassmanagement von rund 3 Mrd. € werden derzeit über Netzentgelte von den Verbrauchern getragen. Der Vorbehalt soll verhindern, dass neue Solarparks in bereits stark belasteten Netzregionen gebaut werden.
- Ab wann treten die Kapazitätsentgelte der AgNes-Reform in Kraft? Die Bundesnetzagentur plant den Rahmenbeschluss bis Ende 2026; die verpflichtenden Kapazitätsentgelte gelten planmäßig ab dem 1. Januar 2029 für Anlagen ab 30 kW.
Fazit
Die Prognos-Studie macht deutlich, dass das gesetzliche Paket aus EEG-Entwurf, Netzanschlusspaket und AgNes-Reform die Stromgestehungskosten von Photovoltaik-Freiflächenanlagen deutlich über den aktuellen EEG-Ausschreibungshöchstwert hebt. Die fehlende Ausgleichsmechanik im Vergleich zur Windenergie, die hohen Engpass- und Kapazitäts-entgelte sowie der entschädigungslose Redispatch-Vorbehalt erzeugen eine strukturelle Benachteiligung der Solar-Freiflächen. Ohne eine Anpassung des Höchstwertes oder zusätzliche ausgleichende Maßnahmen droht ein erheblicher Einbruch des marktgestützten PV-Ausbaus und damit das Verfehlen der deutschen Klimaziele für 2030.
