Der folgende Leitartikel wurde mit Unterstützung von KI erstellt und anschließend redaktionell geprüft.
Deutschland steht vor einer energiepolitischen Weichenstellung von historischer Tragweite. Mit dem sogenannten Netzpaket 2026 plant die Bundesregierung unter Federführung von Wirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) eine fundamentale Umverteilung der Kosten im Stromnetz – zu Lasten der erneuerbaren Energien und der Investoren, die den Ausbau der Energiewende tragen.
Was steckt im Netzpaket 2026?
Das Netzpaket bündelt drei tiefgreifende Eingriffe in das bestehende Regulierungssystem. Im Kern steht der sogenannte Redispatch-Vorbehalt: Neue Wind- und Solaranlagen sollen in überlasteten Netzgebieten bis zu zehn Jahre lang ohne Entschädigung zwangsabgeschaltet werden können – während fossile Kraftwerke für dieselbe Dienstleistung weiterhin vollständig vergütet werden. Diese asymmetrische Behandlung untergräbt einen der wichtigsten Grundsätze des EEG: Wer sauberen Strom produziert, hat Vorrang und wird fair entschädigt, wenn das Netz ihn nicht aufnehmen kann.
Hinzu kommen zwei weitere Regelungen: Der Anschluss-Willkür-Paragraph schafft den gesetzlichen Vorrang für Erneuerbare beim Netzanschluss de facto ab. Künftig sollen Netzbetreiber nach eigenem Netzsicht entscheiden – über 900 Netzbetreiber, 900 verschiedene Regelwerke. KI-Rechenzentren und Gaswerke könnten dadurch gegenüber Windparks bevorzugt angeschlossen werden. Und schließlich sollen EE-Betreiber künftig Baukostenzuschüsse für den Netzausbau zahlen – obwohl Netzbetreiber gesetzlich verpflichtet sind, das Netz auszubauen, und diese Pflicht jahrelang vernachlässigt haben.
Wer steckt dahinter?
Die Entstehungsgeschichte des Netzpakets ist bemerkenswert – und beunruhigend. Bundeswirtschaftsministerin Katharina Reiche war von 2015 bis 2022 Vorstandsvorsitzende der Innogy bzw. Westenergie, einer Tochtergesellschaft des E.ON-Konzerns. E.ON kontrolliert über seine Tochter Westenergie heute 75 % aller Redispatch-Maßnahmen in Deutschland. Leo Birnbaum, Vorstandsvorsitzender von E.ON, hatte bereits Ende Januar 2025 öffentlich das Ende des Netzanschlussvorrangs für Erneuerbare gefordert – wenige Monate später findet sich exakt diese Forderung im Referentenentwurf aus Reiches Ministerium wieder. Der Referentenentwurf wurde unmittelbar nach neun Treffen zwischen Ministeriumsvertretern und E.ON veröffentlicht. SPD-Energiepolitikerin Nina Scheer kritisiert den Entwurf als Verstoß gegen den Koalitionsvertrag; dennoch gilt die Streichung des Redispatch-Vorbehalts bislang als politisch blockiert. Rund um den Entstehungsprozess kursieren ernste Vorwürfe, es handele sich um eine regulatorische Gefälligkeit für den E.ON-Konzern – auf Kosten der Energiewende.
Wie hoch war der Redispatch 2025 wirklich?
Die Abregelungsquote erneuerbarer Energien lag in Deutschland 2025 bei rund 3–4 % der gesamten EE-Erzeugung – im zweiten Quartal sogar nur bei 3 %. Das ist ein niedriger Wert, der allerdings mit Vorsicht interpretiert werden muss: 2025 war nach Auswertungen des BDEW und der AGEE-Stat ein historisch schwaches Windjahr. Insbesondere die Monate Februar bis April verzeichneten nach Angaben des Deutschen Wetterdienstes außergewöhnlich schwache Winde – der März 2025 war der windärmste März seit Beginn der Aufzeichnungen im Jahr 1950. Die Onshore-Windeinspeisung fiel im Gesamtjahr um 6 % gegenüber dem Vorjahr, trotz eines Zubaus von 4,5 GW neuer Leistung. Ein schwaches Windjahr bedeutet weniger Netzüberlastungen – und damit strukturell weniger Redispatch-Bedarf. Die niedrige Abregelungsquote ist damit kein Beleg für ein entspanntes Netz, sondern auch Ausdruck witterungsbedingter Mindereinspeisung.
Der bundesweite Durchschnitt verdeckt damit die tatsächliche Belastung in den am stärksten betroffenen Netzgebieten. Die im Netzpaket 2026 gewählte Auslöseschwelle von 3 % Abregelung im Vorjahr würde (als Durchschnitt betrachtet) das gesamte Bundesgebiet als „kapazitätslimitiert“ klassifizieren und damit den Entschädigungsanspruch für zehn Jahre entfallen lassen – also dann, wenn die wirtschaftliche Belastung der Betreiber bereits am größten ist.
Dabei ist für die Zukunft mit einem weiteren Anstieg der Abregelungsquoten zu rechnen – insbesondere in windstarken Jahren. 2025 dämpften die historisch schlechten Windverhältnisse den Redispatch-Bedarf künstlich. In einem normalen oder überdurchschnittlichen Windjahr, bei gleichzeitig weiter zunehmendem Ausbau und weiterhin unzureichend ausgebautem Netz, werden die Spitzenlasten häufiger und die Abregelungsmengen größer. In Parks mit z.B. 12 % Abregelung und einem Zuschlagswert von 6,06 ct/kWh sinkt der effektiv erzielbare Ertrag ohne Entschädigung auf rund 5,33 ct/kWh – weit unterhalb jeder bankfähigen Finanzierungsschwelle. Für besonders exponierte Netzgebiete sind Quoten von 12 % und mehr dann keine Worst-Case-Annahme, sondern ein realistisches Betriebsszenario.
Was bedeutet das für Investoren und Projektierer?
Die wirtschaftlichen Konsequenzen sind gravierend und lassen sich konkret berechnen. Grundlage der Berechnung ist der mengengewichtete Zuschlagswert der letzten EEG-Ausschreibungsrunde (Gebotstermin 1. November 2025): 6,06 ct/kWh – der bislang niedrigste je erzielte Wert in der Geschichte der Wind-an-Land-Ausschreibungen. Eine typische Onshore-WEA mit 7 MW Nennleistung und 2.400 Volllaststunden erwirtschaftet damit einen Jahreserlös von rund 1.018.000 EUR. Bei 4 % Redispatch-Vorbehalt verliert die Anlage jährlich rund 40.700 EUR – über zehn Jahre kumuliert das auf 407.000 EUR. Bei 12 % Vorbehalt steigt der kumulierte Verlust auf rund 1.222.000 EUR pro Anlage (also mehr als ein Jahresumsatz).
Diese Verluste wirken direkt auf die Wirtschaftlichkeit neuer Projekte. Durch die Verluste des Redispatch-Vorbehaltes in Kombination mit dem Verfall der Ausschreibungszuschläge sinken viele Projektrenditen auf (weit) unter 6 % – die Schwelle, unterhalb derer Stadtwerke, Private oder institutionelle Investoren typischerweise nicht mehr investieren. Projekte, die heute gerade noch rentabel erscheinen, werden morgen nicht mehr finanziert werden.
Europäische Dimension: Möglicher Verstoß gegen EU-Recht?
Der Redispatch-Vorbehalt dürfte auch europarechtlich angreifbar sein. Die EU-Strombinnenmarktrichtlinie (Art. 13 RL 2019/944) schreibt vor, dass Erneuerbare bei der Einspeiseplanung bevorzugt zu behandeln sind und nur in Ausnahmefällen ohne Entschädigung abgeregelt werden dürfen. Ein systematisches zehnjähriges Nullentschädigungsregime steht in direktem Widerspruch dazu. BEE und mehrere Juristen haben bereits entsprechende Einwände formuliert.
Fazit: Weichenstellung mit historischer Tragweite
Das Netzpaket 2026 ist keine technische Notwendigkeit – es ist eine politische Entscheidung. Die Frage ist nicht, ob das Stromnetz ausgebaut werden muss. Die Frage ist, wer die Kosten dieses Nicht-Netz-Ausbau-Versäumnisses trägt. Wenn neue Wind- und Solaranlagen zehn Jahre ohne Entschädigung abgeregelt werden dürfen, werden sie schlicht nicht mehr gebaut. Das Netzpaket dreht an einem Grundprinzip, das seit 25 Jahren die Energiewende trägt: Wer sauberen Strom produziert, hat Vorrang – und wird fair entschädigt, wenn das Netz ihn nicht aufnehmen kann. Wird dieses Prinzip gebrochen, dann stirbt mit den Projekten auch die Energiewende.
Autor: 4initia GmbH
QUELLEN:
Referentenentwurf Netzpaket 2026 (BMWK, Feb. 2026) · BEE Stellungnahme März 2026 · EEG 2024/2025 · EU-Strombinnenmarktrichtlinie 2019/944 · Bundesnetzagentur: EEG-Ausschreibungsergebnisse Wind an Land 2025 (Feb./Mai/Aug./Nov.) · BDEW Ausschreibungsanalyse Jan. 2026 · Fraunhofer IEE / Deutsche WindGuard 2024
