Der Referentenentwurf des Bundeswirtschaftsministeriums zum sogenannten "Netzpaket" sorgt für Bewegung in der Energiebranche. Gleichzeitig führen die Übertragungsnetzbetreiber ab April 2026 das Reifegradverfahren für Netzanschlüsse ein. Beide Vorhaben haben direkte Auswirkungen auf energieintensive Industrieunternehmen.
In diesem Beitrag ordnen wir die wichtigsten Änderungen ein, zeigen die konkreten Auswirkungen auf Kosten und Beschaffung und geben dir einen klaren Fahrplan für die nächsten Entscheidungen.
Was ist das Netzpaket?
Das "Netzpaket" ist ein Referentenentwurf des BMWK unter Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche. Der offizielle Titel: "Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Synchronisierung des Anlagenzubaus mit dem Netzausbau sowie zur Verbesserung des Netzanschlussverfahrens."
Ziel ist die bessere Abstimmung zwischen dem Ausbau erneuerbarer Energien und dem Ausbau der Stromnetze. Hintergrund sind zwei zentrale Problemfelder:
Die Redispatch-Kosten lagen 2024 bei über 3 Milliarden Euro. Wenn erneuerbare Erzeugungsanlagen mehr Strom produzieren als das Netz aufnehmen kann, müssen sie abgeregelt werden. Die Betreiber werden dafür entschädigt. Gleichzeitig müssen fossile Kraftwerke in anderen Regionen hochgefahren werden. Das kostet.
Der Netzausbau kommt nicht hinterher. Von den geplanten rund 11.000 Kilometern Stromtrassen waren bis 2025 nur etwa 43 % realisiert. Der Engpass ist real und betrifft sowohl Übertragungs- als auch Verteilnetze.
Die drei Kerninstrumente des Netzpakets
1. Redispatch-Vorbehalt
Netzbetreiber sollen künftig Netzgebiete als "kapazitätslimitiert" kennzeichnen können, wenn die Abregelungsquote über 3 % liegt. In diesen Gebieten soll der Netzanschluss nur dann unverzüglich möglich sein, wenn der Betreiber für bis zu 10 Jahre auf Entschädigungen bei Abregelung verzichtet.
Was das bedeutet: Neue Erzeugungsanlagen in engpassbehafteten Regionen tragen das wirtschaftliche Risiko der Abregelung. Das kann den Business Case für viele Projekte undarstellbar machen.
2. Baukostenzuschüsse für Erzeugungsanlagen
Regional differenzierte Zuschüsse von bis zu 15 % der Anschlusskosten sollen die Standortwahl in Richtung netzverträglicher Regionen lenken. In der Praxis erhöht das die Investitionskosten für EE-Anlagen um 5-15 % je nach Region.
3. Synchronisierung von Zubau und Netzausbau
Der Entwurf verankert den Grundsatz, dass der Zubau von Erzeugungsanlagen mit der verfügbaren Netzkapazität synchronisiert werden soll. Ein Gedanke, der bereits unter Bundeswirtschaftsminister Peter Altmaier diskutiert wurde.
Reaktionen der Branche
Die Kritik ist breit und deutlich:
Der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne) warnt, dass der Netzanschluss in großen Teilen des Landes von der Entscheidung einzelner Netzbetreiber abhängig gemacht wird. Bei fast 900 Verteilnetzbetreibern in Deutschland könnten sich unterschiedliche Verfahren und Kriterien etablieren.
Der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) sieht im Redispatch-Vorbehalt ein faktisches Anschlussverbot für Solaranlagen in engpassbehafteten Leitungsabschnitten.
Aus der SPD-Fraktion kommen Bedenken, dass Beschränkungen im Tempo und in der Menge die Energiesicherheit gefährden und die Koalitionsziele untergraben könnten.
Der Entwurf geht nun in die Verbändeanhörung. Änderungen sind noch möglich, bevor er ins Kabinett und in den Bundestag geht.
Das Reifegradverfahren: Neue Spielregeln ab April 2026
Parallel zum Netzpaket haben die vier Übertragungsnetzbetreiber 50 Hertz, Amprion, TenneT und Transnet BW ein neues Netzanschlussverfahren angekündigt.
Vom Windhundprinzip zum Reifegradverfahren
Bisher galt für Netzanschlüsse das Prinzip "First come, first served". Wer seinen Antrag zuerst einreichte, wurde zuerst bearbeitet. Das führte dazu, dass spekulative Projekte im frühen Entwicklungsstadium Kapazitäten blockierten, die fortgeschrittene Vorhaben dringend brauchten.
Ab April 2026 soll für Anschlüsse ab 100 MW das Reifegradverfahren gelten. Die Vergabe richtet sich dann nach dem Projektfortschritt, nicht nach dem Eingangsdatum.
Bewertungskriterien
Die ÜNBs haben transparente Kriterien angekündigt:
Flächensicherung und Genehmigungsstand zeigen, wie weit die Projektplanung fortgeschritten ist. Das technische Anlagen- und Anschlusskonzept belegt die Umsetzbarkeit. Die wirtschaftliche Leistungsfähigkeit des Antragstellers wird geprüft. Und der Netz- und Systemnutzen bewertet, ob das Projekt einen Mehrwert für das Gesamtsystem bringt.
Hintergrund: Warum jetzt?
Ende 2025 hat die Bundesregierung Batteriespeicher aus dem Anwendungsbereich der Kraftwerks-Netzanschlussverordnung (KraftNAV) herausgenommen. Damit entfiel das bisherige verbindliche Verfahren für Anlagen ab 100 MW. Das Reifegradverfahren füllt diese Lücke.
Die ÜNBs streben eine Bestätigung durch die Bundesnetzagentur an und empfehlen eine gesetzliche Festschreibung, um Rechtssicherheit zu schaffen.
Was bedeutet das für Entscheider in der Industrie?
Beide Vorhaben zeigen in die gleiche Richtung: Der Zugang zum Netz wird regulierter, die Kosten steigen tendenziell. Für CEOs, CFOs und Einkaufsleiter in energieintensiven Unternehmen ergeben sich daraus konkrete Handlungsfelder.
Netzentgelte werden weiter steigen
Wenn der Netzausbau nicht beschleunigt wird und gleichzeitig die Redispatch-Kosten hoch bleiben, schlägt sich das in den Netzentgelten nieder. Ein Unternehmen mit 10 GWh Jahresverbrauch zahlt heute ca. 300.000-400.000 € Netzentgelte pro Jahr. Bei einer Steigerung von 20 % in den nächsten drei Jahren sind das 60.000-80.000 € zusätzlich – jedes Jahr.
Eigenerzeugung gewinnt an Bedeutung
Jede Kilowattstunde, die ein Unternehmen selbst erzeugt, reduziert die Abhängigkeit von Netzkapazitäten und regulatorischen Veränderungen. PV-Anlagen auf eigenen Flächen und PPA-Verträge mit regionalen Erzeugern sind konkrete Optionen, deren Business Case sich durch steigende Netzentgelte weiter verbessert.
Speicher verbessern den Business Case
Batteriespeicher ermöglichen die Nutzung günstiger Erzeugungszeitfenster und die Vermeidung von Lastspitzen. Ein 500 kWh Speicher kann die Leistungspreiskomponente der Netzentgelte um 20.000-40.000 € pro Jahr senken. Mit steigenden Netzentgelten verbessert sich die Wirtschaftlichkeit zusätzlich.
Dynamischer Einkauf statt Festpreis
Dynamische Beschaffungsstrategien können die Marktvolatilität gezielt nutzen. Der Spread zwischen günstigster und teuerster Stunde lag 2025 bei über 10 ct/kWh. Wer seinen Verbrauch an günstige Zeitfenster anpasst, zahlt weniger als der Festpreiskunde und belastet das Netz weniger.
Entscheidungshilfe: Bist du betroffen?
Nicht jedes Unternehmen ist gleich stark betroffen. Dieser Schnellcheck hilft bei der Einordnung:
Jahresverbrauch über 10 GWh? Dann treffen steigende Netzentgelte euch überproportional. Hier lohnt sich eine Analyse der Kostenstruktur.
Netzanschlussantrag ab 100 MW geplant oder laufend? Das Reifegradverfahren greift direkt. Dokumentation und Projektfortschritt entscheiden über die Priorisierung.
Standort in Nord- oder Ostdeutschland? Dort ist die Wahrscheinlichkeit für kapazitätslimitierte Netzgebiete am höchsten. Der Redispatch-Vorbehalt könnte eure Region direkt betreffen.
Beschaffung überwiegend auf Festpreisbasis? Dann fehlt der Hebel, um steigende Netzkosten durch günstigere Einkaufszeitpunkte zu kompensieren.
Bei zwei oder mehr zutreffenden Punkten empfehlen wir, das Thema auf die nächste Vorstandsagenda zu setzen.
Drei Fragen für die nächste Budgetrunde
Statt einer generischen To-Do-Liste empfehlen wir drei konkrete Fragen, die jeder CFO und Einkaufsleiter mit in den nächsten Termin nehmen kann:
Wie entwickeln sich unsere Netzentgelte in den nächsten 3 Jahren – und was bedeutet eine Steigerung von 15-20 % für unsere Gesamtkosten?
Wo liegt unser Break-even für Eigenerzeugung – und haben wir das überhaupt durchgerechnet?
Kaufen wir immer noch zum Festpreis ein, obwohl dynamische Beschaffung nachweislich 10-20 % Einsparungspotenzial bietet?
Wer diese Fragen beantworten kann, ist der regulatorischen Entwicklung einen Schritt voraus.
Fazit
Das Netzpaket und das Reifegradverfahren verändern die Rahmenbedingungen für den Energiemarkt. Für energieintensive Unternehmen ist das kein Grund zur Panik, aber ein klarer Handlungsimpuls.
Wer jetzt in Eigenerzeugung, Speicher und intelligenten Einkauf investiert, macht sich unabhängiger von regulatorischen Unwägbarkeiten und steigenden Netzkosten. Nicht aus Idealismus. Aus Wirtschaftlichkeit.
Bei Olmatic begleiten wir energieintensive Unternehmen bei genau diesen Entscheidungen. Datenbasiert, messbar und auf eure spezifische Situation zugeschnitten. Sprecht uns an.
