Direktleitung und Netzbeitrag

Im Beispiel Gewerbegebiet hält ein Speicher am Park, der ganz für die Höchstlast am Netz vorgehalten wird, einen Deckel von 70 Prozent der Höchstlast ohne Leitung je Betrieb ohne Abschaltung. Dafür muss er 1,1 MWh fassen; diese Größe reicht in allen drei Wetterjahren. Beim durchlaufenden Industriebetrieb braucht es 50 MWh oder verschiebbare Last. Modell

Die niedrigere Anschlussleistung vereinbart der Netzbetreiber mit dem Betrieb als Anschlussnehmer. Die Vereinbarung muss auch die technischen Anforderungen an die Begrenzung und die Haftung des Betriebs regeln, wenn er die Grenze überschreitet (§ 17 Abs. 2b Satz 3 EnWG). geltend Der Speicher gehört dem Betreiber des Parks. Dass er für die Grenze bereitsteht, regelt ein zweiter Vertrag zwischen Betrieb und Park. Fällt die Direktleitung aus, hilft der Speicher am Park dem Betrieb nicht.

Die Begrenzung kann auf Zeiträume beschränkt sein, etwa auf die Hochlastzeitfenster des Netzbetreibers (§ 17 Abs. 2b Satz 3 Nr. 2 EnWG). geltend Außerhalb dieser Zeiten wäre der Speicher frei. Der Rechner bildet nur eine Grenze ab, die das ganze Jahr gilt.

Flexible Netzanschlussvereinbarung, § 17 Abs. 2b EnWG geltend · Netzbetreiber dürften Anschlussleistung, die mehr als fünf Jahre nicht abgerufen wurde und voraussichtlich dauerhaft nicht gebraucht wird, auf den höchsten Messwert dieser Jahre kürzen; Redundanzbedarf ist zu berücksichtigen (§ 17 Abs. 1a EnWG im Netzanschlusspaket) Entwurf

Höchstlast am Netz senken: Der Speicher bleibt geladen und gibt nur ab, was bei einem Abnehmer über einer festen Grenze liegt. Die Grenze ist so gewählt, dass sie in allen drei Wetterjahren ohne Lastverzicht hält. Mit den Speichern der Beispiele bleiben 47 bis 83 Prozent der Höchstlast ohne Leitung am Netz, ohne Speicher 84 bis 99 Prozent. Wird ein Batteriespeicher nur dafür gebaut, kostet er 166 bis 537 Euro je Kilowatt gesenkter Höchstlast und Jahr. Im Beispiel Industriebetrieb zahlt der Abnehmer mit dem Speicher 12.000 bis 49.000 Euro weniger Netzentgelt und Umlagen im Jahr; der Speicher kostet 234.000 Euro im Jahr. Das obere Ende der Ersparnis entsteht, weil der Betrieb mit Speicher wieder über 2.500 Benutzungsstunden liegt und in den Tarif mit niedrigem Arbeitspreis zurückwechselt. Modell

Mehr Direktstrom: Der Speicher lädt aus Überschuss und entlädt, sobald Wind und Sonne nicht reichen. Im Beispiel Logistik steigt der direkt gedeckte Anteil mit 8 MWh von – Prozent ohne Speicher auf – Prozent (Wetterjahr 2024). Die Höchstlast am Netz bleibt, weil der Speicher nach windarmen Tagen leer ist. Modell

Beides verbunden: Hält der Speicher die Hälfte seiner Kapazität für eine vereinbarte Grenze vor und nutzt den Rest für mehr Direktstrom, bleiben in den fünf Beispielen mit Batteriespeicher 55 bis 85 Prozent der Höchstlast am Netz. Auch diese Grenze hält in allen drei Wetterjahren. Gegenüber dem Fall ohne Speicher zahlt der Abnehmer 50.000 bis 170.000 Euro weniger Netzentgelt und Umlagen im Jahr; ganz für die Höchstlast vorgehalten sind es 12.000 bis 49.000 Euro, ganz für mehr Direktstrom 67.000 bis 233.000 Euro. Der vorgehaltene Teil gibt in 148 bis 971 Stunden an 47 bis 178 Tagen im Jahr ab; an den übrigen Tagen kann er am Strommarkt arbeiten, wenn Flaute und hohe Last einen Tag voraus erkennbar sind. Modell Zum Gesamtpaket

Einspeisespitze senken: Der Speicher lädt nur, was über einer festen Einspeisegrenze liegt. Mit 10 MWh sind bei Parks mit Solaranteil 19 bis 36 Prozent der Erzeugungsspitze ohne Abregelung kappbar (ohne Speicher 6 bis 16 Prozent), bei reinen Windparks 4 bis 12 Prozent (ohne Speicher 1 bis 7 Prozent). Bei reinen Windparks ist es weniger, weil Starkwind länger anhält, als ein Zwei-Stunden-Speicher aufnehmen kann. Im Jahr nimmt der Speicher dafür so viel Strom auf, wie 1 bis 14 vollen Ladungen entspricht. Modell

Der Rechner bestimmt die Grenzen im Nachhinein: für die Höchstlast so, dass in keinem der drei Wetterjahre Last ungedeckt bleibt, für die Einspeisespitze so, dass im jeweiligen Wetterjahr nichts abgeregelt wird. Im Voraus sind sie nicht bekannt; im Betrieb braucht es einen Sicherheitsabstand. Bei mehreren Abnehmern gilt für alle derselbe Anteil an ihrer Höchstlast ohne Leitung; eine andere Aufteilung kann die Summe der Höchstlasten weiter senken.

Wärmespeicher: An einer Großwärmepumpe übernimmt ein Wärmespeicher die ersten beiden Aufgaben. Die Wärmepumpe erzeugt Wärme auf Vorrat und läuft später weniger. Im Beispiel Wärmenetz bleiben mit 15 MWh Wärme 80 bis 83 Prozent der Höchstlast ohne Leitung am Netz, ohne Speicher 84 bis 94 Prozent. Das kostet 68 Euro je Kilowatt gesenkter Höchstlast und Jahr. Für mehr Direktstrom eingesetzt, hebt er den direkt gedeckten Anteil um 2 bis 3 Prozentpunkte. Modell Zu den Beispielen mit Speicher

Speicher am bestehenden Verknüpfungspunkt dürften nach dem Netzanschlusspaket nicht wegen Kapazitätsmangels abgelehnt werden, wenn die bisherige höchste Entnahme- oder Einspeiseleistung mit einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung gleich bleibt (§ 17 Abs. 2a Satz 2 EnWG im Entwurf) Entwurf · Batteriespeicher im räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer vorhandenen Wind- oder Solaranlage sind im Außenbereich privilegiert (§ 35 Abs. 1 Nr. 11 Baugesetzbuch) geltend · Für Strom, den ein Speicher aus dem Netz lädt und nicht in das Netz zurückspeist, fallen nach dem Wortlaut Netzentgelt und Umlagen an; Speicherverluste sind bei den Umlagen ausgenommen (§ 118 Abs. 6 EnWG, § 21 Energiefinanzierungsgesetz) geltend · Ein Speicher, der mit einer Erzeugungsanlage gekoppelt ist, soll mit ihr ein gemeinsames Netzentgelt zahlen (Entwurf der Netzentgeltsystematik, Tenorziffer 10.2) Entwurf

Was über der zugesagten Leistung liegt, wird direkt verbraucht, gespeichert oder abgeregelt. Nach dem AgNes-Entwurf sparen neue Anlagen damit auch Einspeiseentgelt, das auf die vereinbarte Einspeisekapazität erhoben wird.

In den Beispielen lässt sich die Einspeiseleistung ohne Abregelung um 1 bis 16 Prozent der Erzeugungsspitze kappen. Mit 3 Prozent Abregelung der Jahreserzeugung sind es 16 bis 53 Prozent, ohne Leitung 13 bis 43 Prozent. Modell

§ 8a EEG geltend · für Anschlüsse ab 2027 Begrenzung auf 70 % bei Solarparks und 280 Watt je Quadratmeter Rotorfläche bei Wind im Netzanschlusspaket Entwurf · Österreich nimmt Parks mit Direktleitung von der Spitzenkappung aus, wenn sie höchstens 85 % (Wind) oder 60 % (Solar) einspeisen · Planungsannahme Spitzenkappung, bis 3 % der Jahreserzeugung je Anlage, § 11 Abs. 2 EnWG geltend

Die Spanne gilt für die fünf Beispiele ohne Bandlastentgelt. Zum Vergleich: Der Leistungspreis der Mittelspannung beträgt ab 2.500 Benutzungsstunden 105,77 Euro je Kilowatt und Jahr, darunter 17,41 Euro. Den ganzen Rückgang des Netzentgelts gleicht der Betrag nicht aus. Dafür wären 60 bis 227 Euro je Kilowatt nötig, ohne Speicher 34 bis 114 Euro; der Abnehmer zahlte dann auch für Strom, der nicht durch das Netz fließt. Modell

Der Betrag unterstellt, dass jedes Kilowatt Höchstlast am Netz so viel zur Höchstlast des Netzes beiträgt wie ohne Leitung. Das trifft zu, wenn die Höchstlast des Netzes in eine windarme Stunde fällt. Trägt der Abnehmer seltener zur Höchstlast des Netzes bei, ist der Betrag zu hoch angesetzt. Wie viel er in den Stunden der Netzhöchstlast tatsächlich bezieht, lässt sich nur am Netz messen; in den Hochlastzeitfenstern der Mittelhessen Netz erreicht sein Bezug ohne Speicher 75 bis 97 Prozent der Höchstlast ohne Leitung. Modell Zu den Hochlastzeitfenstern

Festlegen kann einen solchen Beitrag nur die Bundesnetzagentur; nach ihrer Darstellung ist ihr die Regelung der Netzentgeltsystematik ausschließlich zugewiesen (Entwurf, Randnummer 190). Nach ihrem Entwurf sind ab 2029 Entgelte unzulässig, die keine ihrer Festlegungen vorsieht (Tenorziffer 1.2). Einen Kapazitätspreis, der an die Netzanschlusskapazität gekoppelt ist, lehnt sie ab: Das stehe der Elektrifizierung entgegen und setze den Anreiz, Flexibilität vor allem zur Glättung des eigenen Bezugs einzusetzen (Randnummer 317). Geplant ist eine eigene Festlegung für ein Sondernetzentgelt zum Anreiz von Flexibilität durch Industriebetriebe (Randnummer 191). Entwurf

Urteil vom 17.9.2026, Randnummer 52 und Tenor geltend · Festlegung nach dem Verfahren des Art. 59 Abs. 7 der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie (EU) 2019/944 offen · Entgeltkomponenten, die sich auf die Netzanschlusskapazität beziehen, § 21 Abs. 3 Satz 4 Nr. 3 Buchstabe d EnWG geltend

Möglich ist das bei der Flächenvergabe und in Verträgen. Bei zusätzlichen Verbrauchern verliert das Netz keinen bisherigen Beitrag.

Zulässige Kriterien sind im Einzelfall zu prüfen offen

Im Beispiel „Neue Elektrifizierung“ nimmt ein Kessel mit 5 MW, der neben einem Gaskessel läuft, – GWh Überschuss im Jahr auf (Wetterjahr 2024, neben dem Speicher am Park) und braucht dafür keinen Netzanschluss. Ein Wärmespeicher verschiebt den Betrieb der Großwärmepumpe in Stunden mit Direktstrom; er lässt sich im Rechner einstellen.

Agora Industrie (2022) hält den Hybridbetrieb mit 1.000 Volllaststunden im Jahr 2025 und 3.000 im Jahr 2035 für sinnvoll

Die Pflicht gilt mit und ohne Direktleitung (§ 13a Abs. 1 und § 14 Abs. 1 EnWG). geltend Ein Speicher am Park lässt sich anweisen, Strom aufzunehmen, der sonst an anderer Stelle abgeregelt würde. Heimspeicher kann der Netzbetreiber dafür kaum einsetzen: Sie liegen unter 100 kW, und über die Festlegung zu § 14a EnWG darf er nur ihr Laden aus dem Netz drosseln. Im ersten Test der Netzbetreiber 2025 war die Steuerbarkeit bei 86 Prozent der Windleistung nachgewiesen, bei Speichern zwischen 100 kW und 10 MW für 20 bis 27 Prozent der Leistung; als nicht steuerbar zählten auch Anlagen, bei denen kein Test möglich war.

Für das Netz zählt deshalb, dass der Speicher am Park steuerbar ist und dass vereinbart ist, wofür er vorgehalten wird: für eine niedrigere Anschlussleistung des Betriebs oder für einen Einspeisedeckel am Park. Für die Höchstlast am Reserveanschluss hilft die Steuerbarkeit nur, soweit ein geladener Speicher einspeisen kann; einen Windpark kann der Netzbetreiber in einer Flaute nicht hochfahren. Zum Vergleich mit dem Eigenverbrauch aus Dachanlagen

Ausdrücklich nennt das Gesetz die Direktleitung in § 13k Abs. 4 EnWG: In Entlastungsregionen wird ein Wind- oder Solarpark nicht abgeregelt, soweit eine registrierte zusätzliche Last am selben Netzverknüpfungspunkt, die über eine Direktleitung mit ihm verbunden ist, ihr zugeteilten Abregelungsstrom abnimmt. geltend Die Übertragungsnetzbetreiber haben in ihrem Konzept vom 1.4.2026 keine Entlastungsregion in Hessen ausgewiesen. Nach dem Netzanschlusspaket könnten Verteilernetzbetreiber Netzgebiete, in denen im Vorjahr mehr als 5 Prozent der Erzeugung abgeregelt wurden, als kapazitätslimitiert ausweisen. Neue Wind- und Solarparks erhielten dort für Abregelung bis zu 20 Prozent ihrer Jahreserzeugung keinen Ausgleich, Windparks in Windenergiegebieten bis zu 18 Prozent (§ 14 Abs. 1d und § 13a Abs. 6 EnWG, § 8 Abs. 4 EEG im Entwurf). Entwurf Ein Verbraucher oder Speicher an der Direktleitung nähme dort Strom ab, der sonst ohne Ausgleich abgeregelt würde.

§ 13a Abs. 1, § 14 Abs. 1 und § 12 Abs. 2a und 2b EnWG geltend · Bericht der Übertragungsnetzbetreiber zur Steuerbarkeit von Anlagen vom 30.11.2025 · flexible Netzanschlussvereinbarung, § 17 Abs. 2b EnWG und § 8a EEG geltend · § 13k Abs. 4 EnWG geltend

Vorbild: Österreich lässt seine Regulierungsbehörde jährlich berichten, wie Direktleitungen auf die Netzentgelte wirken.

§ 136 Elektrizitätswirtschaftsgesetz (Österreich) geltend

Speicher: Im Beispiel (35 GWh im Jahr, 4,7 bis 4,9 MW Höchstlast) bleiben mit Direktleitung ohne Speicher 88 bis 94 Prozent der Höchstlast am Netz. Der Speicher am Park mit 26 MWh, der nur für die Höchstlast am Netz vorgehalten wird, senkt sie auf 67 bis 70 Prozent, einer mit 5 MWh auf 76 bis 79 Prozent; die Grenzen halten in allen drei Wetterjahren. Modell Die Anlagen zur unterbrechungsfreien Stromversorgung sind für die kurze Zeit bis zum Start der Notstromaggregate ausgelegt.

Notstromaggregate: Die Deutsche Energie-Agentur sieht in den Anlagen zur unterbrechungsfreien Stromversorgung und den Notstromaggregaten (Netzersatzanlagen) der Rechenzentren grundsätzlich eine Option, kurzfristig Flexibilität für Strommarkt und Stromnetz bereitzustellen (Stellungnahme vom September 2025). Erleichterte Emissionsanforderungen gelten für Aggregate, die ausschließlich dem Notbetrieb dienen oder zur Abdeckung der Spitzenlast bis zu 300 Stunden im Jahr laufen (§ 16 der 44. Bundes-Immissionsschutzverordnung). geltend

Rechenlast verschieben: „Durch zeitliche Flexibilität könnten bestimmte Rechenprozesse in RZ [Rechenzentren] in Phasen mit hoher erneuerbarer Stromerzeugung verschoben werden“, schreibt die Deutsche Energie-Agentur. Einen Anteil nennt sie nicht. Der Rechner setzt das Rechenzentrum als gleichmäßige Last ohne Verschiebung an.

Netzentgelt: Mit der Direktleitung entfällt im Beispiel das Bandlastentgelt, ein vergünstigtes Netzentgelt für gleichmäßigen Bezug ab 7.000 Benutzungsstunden (§ 19 Abs. 2 Stromnetzentgeltverordnung). Das Netzentgelt steigt von 155.000 auf 406.000 Euro im Jahr, die Umlagen sinken von 518.000 auf 131.000 Euro (Wetterjahr 2024, mit dem Speicher des Beispiels). Modell

Erneuerbarer Strom: Rechenzentren müssen ihren Stromverbrauch ab 1.1.2027 bilanziell zu 100 Prozent aus erneuerbaren Energien decken (§ 11 Abs. 5 Energieeffizienzgesetz). geltend Der Regierungsentwurf würde das auf den 1.1.2030 verschieben (Bundestagsdrucksache 21/8027 vom 16.9.2026). Entwurf Die Pflicht gilt bilanziell; eine Lieferung über eine Direktleitung verlangt sie nicht. Die Rechenzentrumsstrategie der Bundesregierung vom 18.3.2026 nennt die „Integration erneuerbarer Energien durch marktlichen Bezug oder Eigenerzeugung“ und schnellere Netzanschlüsse als Ziele.

Bandlastentgelt, § 19 Abs. 2 Stromnetzentgeltverordnung geltend · § 11 Abs. 5 Energieeffizienzgesetz geltend · Bundestagsdrucksache 21/8027 Entwurf · am 3. Oktober 2026 geprüft

Eine Leitung ist auch dann Direktleitung, wenn sie einen neuen Kunden an eine bestehende Leitung anschließt, über die der Eigentümer andere Kunden ohne Zwischenschaltung des Verteilernetzes versorgt, und wenn der Kunde „gegen einen angemessenen finanziellen Beitrag“ einen Reserveanschluss behalten möchte (Tenor). Maßgeblich ist die Versorgung ohne Zwischenschaltung des Verteilernetzes, unabhängig davon, ob die Beteiligten am Netz hängen (Rn. 49). Kunden müssen „einzeln oder gemeinsam“ über eine Direktleitung versorgt werden können (Rn. 53). Die Genehmigungsgrenzen des Art. 7 der Richtlinie gelten weiter; die Mitgliedstaaten behalten bei den Kriterien einen Ermessensspielraum, damit der Bau „der Integrität und Tragfähigkeit des Verteilernetzes nicht zuwiderläuft“ (Rn. 59). Ausgangsfälle aus Lettland: ein Blockheizkraftwerk, das über eine eigene, 7,6 km lange Leitung sechs Industriekunden versorgt und einen weiteren über 400 m neue Leitung anschließen will, und eine geplante 6,5 km lange Leitung von einem Biomassekraftwerk zu einer Wasserstoffanlage.

Eine Obergrenze für die Zahl der Kunden nennt das Urteil nicht; wo eine Leitung mit vielen Abnehmern zum regulierten Verteilernetz wird, bleibt offen (Gerichtshof, 28.11.2024, C‑293/23; Bundesgerichtshof, 13.5.2025, EnVR 83/20). Der Reserveanschluss des Ausgangsfalls ist vom Netz getrennt, solange die Direktleitung liefert; hängen Betriebe an einem Wind- oder Solarpark, beziehen sie ihren Reststrom dagegen gleichzeitig aus dem Netz. Die Bundesregierung wertet das Urteil aus; der Vorschlag des Bundesrates betreffe „auch die Anzahl der an eine Direktleitung angeschlossenen Kunden“ und sei nicht losgelöst davon umsetzbar.

Direktleitung ist „eine Leitung, die einen einzelnen Produktionsstandort mit einem einzelnen Kunden verbindet, oder eine Leitung, die einen Elektrizitätserzeuger und ein Elektrizitätsversorgungsunternehmen zum Zwecke der direkten Versorgung mit ihrer eigenen Betriebsstätte, ihrem Tochterunternehmen oder ihren Kunden verbindet“. Ein eigenes Genehmigungsverfahren für Direktleitungen enthält das Gesetz nicht. Für Leitungen über öffentliche Wege braucht es einen Wegenutzungsvertrag mit der Gemeinde (§ 46 Abs. 1 EnWG).

Zur Kundenanlage zählen auch Energieanlagen, an die Erneuerbare-Energien-Anlagen über eine Direktleitung bis 5.000 Meter Länge und 10 bis 40 Kilovolt angebunden sind. Für Anlagen, die bis zum 23.12.2025 am Netz waren, gilt die Netzregulierung erst ab 1.1.2029. Seit dem Urteil des Gerichtshofs von 2024 ist die Kundenanlage nach Einschätzung der Bundesregierung nur noch eingeschränkt nutzbar; eine Lösung erwartet sie nur auf europäischer Ebene. Im Netzpaket der EU schlägt der Rat Ausnahmen für kleine geschlossene Verteilernetze vor (weniger als 20 weitere Kunden oder weniger als 100 Haushalte), sofern Netzkosten nicht unverhältnismäßig auf andere Kunden verlagert werden. Die Verhandlungen sollen nach Angaben der Bundesregierung bis Jahresende abgeschlossen sein.

Anlagenbetreiber dürfen Strom neben der geförderten Einspeisung an Dritte weitergeben, wenn diese ihn „in unmittelbarer räumlicher Nähe zur Anlage verbrauchen“ und er nicht durch ein Netz geleitet wird. Dasselbe Kriterium grenzt in § 3 Nr. 16 die Direktvermarktung ab. Nach Auffassung des Bundesrates schränkt es den Einsatz von Direktleitungen erheblich ein.

Erste Lesung am 24.9.2026, Anhörung für den 5.10.2026 angesetzt. Der Bundesrat will die räumliche Nähe streichen: Maßgeblich soll sein, dass der Strom „über eine Direktleitung ohne Nutzung des öffentlichen Netzes an einen oder mehrere Letztverbraucher geliefert“ wird (Ziffer 2 zu § 3 Nr. 16, entsprechend Ziffer 15 zu § 21b). Er verweist auf den Koalitionsvertrag, der die Direktversorgung der Industrie räumlich ausweiten will, und fordert einen klaren Rechtsrahmen für Direktleitungen (Ziffer 57). Die Bundesregierung stimmt nicht zu, will aber „die Regelungsmöglichkeiten zur Direktleitung vor dem Hintergrund des EuGH-Urteils“ prüfen. Der Regierungsentwurf selbst lässt § 21b in diesem Punkt unverändert.

Leistungspreis auf die Jahreshöchstleistung und Arbeitspreis, mit Wechsel des Tarifs bei 2.500 Benutzungsstunden. Ein individuelles Netzentgelt ist anzubieten, wenn der Höchstlastbeitrag eines Kunden vorhersehbar erheblich von der zeitgleichen Jahreshöchstlast des Netzes abweicht (atypische Netznutzung, § 19 Abs. 2 Satz 1); geprüft wird das an den Hochlastzeitfenstern, die der Netzbetreiber veröffentlicht. Ein individuelles Netzentgelt gibt es auch für Bandlast ab 7.000 Benutzungsstunden und mehr als 10 GWh an einer Abnahmestelle (§ 19 Abs. 2 Satz 2). Nutzt ein Kunde Betriebsmittel einer Netz- oder Umspannebene ausschließlich selbst, ist dafür gesondert ein angemessenes Entgelt festzulegen (§ 19 Abs. 3 Satz 1).

Für Kunden mit Eigenerzeugung gibt es die „Netzreservekapazität“, einen Rabatt auf das Leistungsentgelt für den Fall, dass die eigene Erzeugungsanlage ausfällt. Die Bundesnetzagentur nennt sie ein „ungeschriebenes, optionales Instrument“, das mit dem Systemwechsel 2029 hinfällig werde (Entwurf AgNes, Rn. 192). Die Mittelhessen Netz weist dafür keinen Preis aus.

Konsultation bis 18.9.2026, Beschluss noch 2026 geplant, Anwendung ab 1.1.2029. Für Entnahmestellen oberhalb der Niederspannung und in der Niederspannung über 100.000 kWh: Kapazitätspreis auf eine vom Kunden bestellte Kapazität (mindestens 10 % der Vorjahresspitze, höchstens die Netzanschlusskapazität), Arbeitspreis 1 innerhalb und Arbeitspreis 2 für Mengen oberhalb der Bestellung (das 2- bis 3,5-Fache). Eine Mindestkapazität von über 50 % der Netzanschlusskapazität, wie von Netzbetreibern gefordert, lehnt die Kammer ab: Nach ihren Berechnungen reicht ein deutlich niedrigerer Wert, damit sich Kunden mit sehr wenigen Benutzungsstunden angemessen beteiligen (Rn. 306). Einen Kapazitätspreis, der an die Netzanschlusskapazität gekoppelt ist, lehnt sie ebenfalls ab, weil er der Elektrifizierung entgegenstehe und dazu anreize, Flexibilität vor allem zur Glättung des eigenen Bezugs einzusetzen (Rn. 317). Andere als die festgelegten Entgelte sollen ab 2029 unzulässig sein (Tenorziffer 1.2). Die Netzreservekapazität entfällt; die Bandlastregel gilt für bestehende Vereinbarungen bis Ende 2031 weiter. Eine eigene Regel für Netzkunden mit Direktleitung enthält der Entwurf nicht.

Neue Erzeuger über 30 kW zahlen ein Einspeiseentgelt auf die vereinbarte Einspeisekapazität (Beispielrechnung: 5,14 € je kW und Jahr), Bestandsanlagen erst 20 Jahre nach Inbetriebnahme. Es fällt auch an, wenn ein Teil des Stroms ohne Nutzung des öffentlichen Netzes an Letztverbraucher geht (Rn. 332). Das Einspeiseentgelt begründet die Kammer auch mit dem „Herausoptimieren der bisherigen zahlungspflichtigen Netznutzer aus der Solidargemeinschaft“ (Rn. 324).

In der Niederspannung bis 100.000 kWh bleibt es bei Grundpreis und Arbeitspreis; der Grundpreis wird Pflicht und soll mit dem Aufschlag 20 bis 40 % der Erlöse aus dieser Kundengruppe bringen. Für Entnahmestellen mit einer Erzeugungsanlage hinter dem Anschluss kommt ein Aufschlag von 70 bis 90 % des Grundpreises hinzu, Steckersolargeräte ausgenommen (Tenorziffern 8.2 und 2 Nr. 11). Zur Begründung heißt es, bei hohem Arbeitspreisanteil werde der größere Teil der Netzinfrastruktur „durch solche Netznutzer finanziert …, die keine Erzeugungsanlagen betreiben“ (Rn. 291).

Den Anreiz für eine netzdienliche Fahrweise regelt der Entwurf getrennt von der Finanzierung. Für Stromspeicher an der Mittelspannung und darüber sollen Netzbetreiber frühestens 2030 und spätestens 2033 ein dynamisches Netzentgelt abrechnen, für Erzeugungsanlagen frühestens 2032 und spätestens 2035. Es ist zeitlich und regional variabel und kann positiv oder negativ sein; die Einzelheiten bleiben einer weiteren Festlegung vorbehalten (Tenorziffern 12.2 und 12.3). Für Letztverbraucher ist es zunächst nicht vorgesehen (12.5). Ein Speicher, der mit einer Erzeugungs- oder Verbrauchsanlage gekoppelt ist, zahlt mit ihr ein gemeinsames Entgelt; ein Speicher mit eigenem Netzanschluss zahlt ein Kapazitätsentgelt in Höhe des Einspeiseentgelts (10.1 und 10.2). Eine eigene Festlegung zu einem Sondernetzentgelt, das Industriebetriebe zu Flexibilität anreizen soll, ist geplant (Rn. 191).

Umlagen werden als Aufschlag auf die Netzentnahme erhoben. 2026: Kraft-Wärme-Kopplung 0,446 ct je kWh, Offshore-Netz 0,941 ct je kWh, Aufschlag für besondere Netznutzung 1,559 ct je kWh für die erste Gigawattstunde je Abnahmestelle und 0,050 ct je kWh darüber (stromkostenintensive Betriebe 0,025 ct je kWh). Für Wärmepumpen mit eigenem Zählpunkt sind die beiden ersten Umlagen null. Der Aufschlag für besondere Netznutzung enthält seit 2025 auch die bundesweit verteilten Mehrkosten von Netzbetreibern mit viel Wind- und Solarstrom. Auf Eigenverbrauch und Direktbelieferung hinter dem Netzverknüpfungspunkt fallen seit dem Energiefinanzierungsgesetz keine Umlagen an; die Begründung: „Dies baut Bürokratie ab und macht zugleich zahlreiche Geschäftsmodelle wirtschaftlich attraktiver“ (Regierungsentwurf, Bundestagsdrucksache 20/1630, Seite 5).

Die Stromsteuer von 2,05 ct je kWh (20,50 € je Megawattstunde, § 3 Stromsteuergesetz) fällt auch bei Direktlieferung an; Steuerschuldner ist der Versorger, die Steuer entsteht mit der Entnahme durch den Letztverbraucher (§ 5). Unternehmen des produzierenden Gewerbes – nach der Wirtschaftszweigklassifikation 2003 die Abschnitte C bis F, darunter die Energieversorgung – und der Land- und Forstwirtschaft erhalten auf Antrag beim Hauptzollamt 20 € je Megawattstunde zurück und zahlen seit dem 1. Januar 2026 dauerhaft 0,05 ct je kWh (§ 9b; Selbstbehalt 250 € im Jahr; rund 600.000 Betriebe; Mindereinnahmen rund 3 Mrd. € im Jahr, Bundestagsdrucksache 21/1866). Die Entlastung gilt nicht für Strom, aus dem Licht, Wärme, Kälte, Druckluft oder mechanische Energie für Abnehmer außerhalb dieser Branchen erzeugt wird (§ 9b Abs. 1 Satz 2): Die Großwärmepumpe eines Wärmenetzes für Wohngebiete zahlt den vollen Satz, Rechenzentren und Dienstleister ebenso. Befreit ist Strom aus Wind- und Solaranlagen bis 2 MW, der im Umkreis von 4,5 km selbst verbraucht oder an Letztverbraucher geliefert wird (§ 9 Abs. 1 Nr. 3, § 12b Stromsteuer-Durchführungsverordnung), und bei größeren Anlagen Strom, den der Betreiber am Ort der Erzeugung selbst verbraucht (Nr. 1). Einheiten desselben Betreibers an einem Standort zählen zusammen. Im Marktstammdatenregister eingetragene Speicher gelten als Teil des Versorgungsnetzes, der zwischengespeicherte Strom wird nicht doppelt besteuert (§ 5 Abs. 4). EU-Mindestsätze nach der Energiesteuerrichtlinie 2003/96/EG (Anhang I Tabelle C): 0,50 € je Megawattstunde betrieblich, 1,00 € nichtbetrieblich. geltend

Angekündigte Senkung für alle. Nach der Klausur des CDU-Präsidiums erklärte Bundeskanzler Merz am 12. Oktober 2026, die CDU werde sich in der Regierung für die Senkung „für alle auf das europäische Mindestmaß“ einsetzen; Spielräume könne es geben, wenn sich das Wachstum verfestige und verstetige. Termin und Gegenfinanzierung nannte er nicht; der Beschluss des Präsidiums lautet: „Wir werden finanzielle Spielräume im Haushalt für eine Senkung der Stromsteuer für alle nutzen.“ Bundesfinanzminister Klingbeil (SPD) am selben Tag: Er habe nichts gegen die Forderung, dass sie sich dauerhaft finanzieren lasse, „kann ich heute nicht bestätigen“. Der Koalitionsvertrag von 2025 sieht die Senkung für alle vor; der Koalitionsausschuss beschränkte sie im Juli 2025 auf Gewerbe und Landwirtschaft. Einen inhaltsgleichen Gesetzentwurf der Grünen (Bundestagsdrucksache 21/5320: 1 € je Megawattstunde nichtbetrieblich, 0,50 € betrieblich, Mindereinnahmen 6 Mrd. € im Jahr) lehnte der Bundestag am 24. April 2026 mit 310 zu 270 Stimmen ab, Union und SPD nannten ihn nicht finanzierbar; das Bundesfinanzministerium hatte die Ausweitung auf alle 2025 mit rund 5,4 Mrd. € im Jahr beziffert. Der Regierungsentwurf des Bundeshaushalts 2027 enthält dafür keine Mittel; der Bundestag will ihn im November beschließen. Kein Kabinettsbeschluss, kein Gesetzentwurf, kein Datum – frühestens zum 1. Januar 2027, falls der Bundestag noch 2026 ein Gesetz beschließt. angekündigt

Was eine Senkung für dieses Papier hieße. Haushalte zahlten 1,95 ct je kWh weniger (brutto 2,32 ct), Betriebe außerhalb des produzierenden Gewerbes 2,00 ct, produzierende Betriebe nichts, weil sie schon am Minimum sind. Die Ersparnis einer Direktleitung ändert sich nicht: Die Steuer fällt auf Netz- und Direktstrom gleich an und ist im Rechner deshalb nicht gezeigt. Was sich verschiebt, ist der Vergleich mit dem Eigenverbrauch: Dessen Steuervorteil von 2,05 ct je kWh schrumpft auf 0,05 bis 0,10 ct, beim Haushalt von 10,55 bis 10,82 auf 8,60 bis 8,87 ct je selbst verbrauchter Kilowattstunde netto, beim Firmengebäude außerhalb des produzierenden Gewerbes von 4,55 bis 4,85 auf 2,55 bis 2,85 ct. Die Direktleitung aus Parks über 2 MW stünde damit steuerlich fast gleich mit der Dachanlage. In den Beispielen sinkt der Strompreis des Rechenzentrums und des Wärmenetzes um 2,00 ct je kWh auf beiden Wegen – beim Wärmenetz rund 0,6 bis 0,7 ct je kWh Wärme bei einer Jahresarbeitszahl von 3 bis 3,3 –, beim Industriebetrieb bleibt alles beim Alten. Fiskalisch wanderten 5,4 bis 6 Mrd. € im Jahr von der Stromrechnung in den Bundeshaushalt, neben dem Zuschuss zu den Übertragungsnetzentgelten (5,525 Mrd. € für 2027) ein weiterer steuerfinanzierter Block. Offen ist die Gegenfinanzierung; ohne sie bleibt es bei 2,05 ct. Modell

Die Konzessionsabgabe weist das Preisblatt der Mittelhessen Netz für Netzstrom gesondert aus: bei Haushalten 1,32 oder 1,59 ct je kWh nach Größe der Gemeinde, bei Sondervertragskunden 0,11 ct. Für Direktstrom kann die Gemeinde sie im Wegenutzungsvertrag vereinbaren, wenn die Leitung öffentliche Wege nutzt (§ 46 Abs. 1, § 48 Abs. 3 EnWG). Im Rechner ist die Stromsteuer auf beiden Seiten gleich und deshalb nicht gezeigt, die Konzessionsabgabe ist vernachlässigt.

Netzbetreiber können den Berechnungen für ihre Netzplanung die Annahme zugrunde legen, dass die prognostizierte jährliche Stromerzeugung je unmittelbar an ihr Netz angeschlossener Windenergieanlage an Land oder Solaranlage „um bis zu 3 Prozent reduziert werden darf (Spitzenkappung)“. Sie müssen das veröffentlichen, melden und dokumentieren. Die Regel betrifft die Netzplanung. Über die Einspeiseleistung einer einzelnen Anlage sagt sie nichts; eine Begrenzung können Netzbetreiber und Anlagenbetreiber in einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung festlegen (§ 8a EEG). Regelt ein Netzbetreiber eine Anlage tatsächlich ab, ist das finanziell auszugleichen (§ 13a Abs. 2 EnWG, für Verteilernetze in Verbindung mit § 14 Abs. 1). Bei einem vereinbarten Deckel verzichtet der Betreiber auf die Einspeisung oberhalb der Grenze. Der Rechner lehnt sich an die 3 Prozent an und wendet sie auf den Park als Ganzes an; das ist eine eigene Annahme.

Betreiber von Anlagen „zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie mit einer Nennleistung ab 100 Kilowatt“ und von solchen Anlagen, „die durch einen Netzbetreiber jederzeit fernsteuerbar sind, sind verpflichtet, auf Aufforderung durch Betreiber von Übertragungsnetzen die Wirkleistungs- oder Blindleistungserzeugung oder den Wirkleistungsbezug anzupassen oder die Anpassung zu dulden“ (§ 13a Abs. 1 Satz 1; die Schwelle von 100 kW gilt seit 1.10.2021, der Verweis auf das EU-Recht seit 23.12.2025). Die Anpassung wird finanziell ausgeglichen (Abs. 2). Für Verteilernetzbetreiber gelten die §§ 12 und 13 bis 13c entsprechend, soweit sie für die Sicherheit ihres Netzes verantwortlich sind (§ 14 Abs. 1). Den bilanziellen Ausgleich (§ 13a Abs. 1a) leistet im Verteilernetz bis Ende 2031 der Netzbetreiber nur für Anlagen im Planwertmodell; sonst gleicht der Bilanzkreisverantwortliche aus, und der Betreiber der Anlage erhält dafür Aufwendungsersatz (§ 14 Abs. 1 Satz 3 und Abs. 1b; BK6-23-241 mit Anlage BilAReM). Jeder Netzbetreiber muss diese Anlagen steuern und ihre Ist-Einspeisung abrufen können und das jährlich testen (§ 12 Abs. 2a und 2b); Anlagen unter 100 kW sind seit 1.1.2026 in den Test einbezogen. Fernsteuerbare Anlagen unter 100 kW dürfen nachrangig herangezogen werden (§ 13 Abs. 1 Satz 3). Im Notfall dürfen die Netzbetreiber „sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge“ anpassen (§ 13 Abs. 2).

Verbrauchsanlagen erfasst § 13a nicht. Der Strombezug kann dennoch betroffen sein, etwa bei Speichern oder wenn die Abregelung einer Anlage den Netzbezug des versorgten Verbrauchers erhöht (BK6-23-241 vom 7.5.2026, Seite 16). Vertraglich können Netzbetreiber Lasten ab- oder zuschalten (§ 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2), Flexibilität im Verteilernetz beschaffen (§ 14c) und eine Begrenzung der Entnahmeleistung vereinbaren (§ 17 Abs. 2b).

Nicht eingespeister, selbst erzeugter Strom aus erneuerbaren Energien darf nur abgeregelt werden, wenn es keine andere Möglichkeit gibt (Art. 13 Abs. 6 Buchstabe c der Verordnung (EU) 2019/943, auf den § 13a Abs. 1 verweist). Welche Mengen geschützt sind, ergibt sich nach der Festlegung zum bilanziellen Ausgleich aus dieser europäischen Vorgabe (BK6-23-241, Seite 75). Das Wort Direktleitung kommt weder in § 13a noch in der Festlegung vor; ob die Lieferung an einen Dritten über eine Direktleitung zum geschützten Selbstverbrauch zählt, ist nicht ausdrücklich geregelt. offen

Ausdrücklich genannt ist die Direktleitung in § 13k Abs. 4 EnWG: In Entlastungsregionen wird ein Wind- oder Solarpark nicht abgeregelt, soweit eine registrierte zusätzliche Last am selben Netzverknüpfungspunkt, die über eine Direktleitung mit ihm verbunden ist, ihr zugeteilten Abregelungsstrom abnimmt; Voraussetzung ist, dass dort mit überwiegender Wahrscheinlichkeit abgeregelt würde. geltend Die Übertragungsnetzbetreiber haben Entlastungsregionen in ihrem Umsetzungskonzept vom 1.4.2026 nur in Norddeutschland ausgewiesen, in Hessen keine.

Steuerbarkeit im ersten Test (Bericht der Übertragungsnetzbetreiber vom 30.11.2025 nach § 12 Abs. 2c), bezogen auf die Leistung: Wind 86 %, Solaranlagen ab 100 kW 73 %, Speicher einschließlich Pumpspeichern 74 %, davon Speicher von 100 kW bis 1 MW 20 %, von 1 bis 10 MW 27 % und über 10 MW 77 %. Als nicht steuerbar zählt der Bericht auch Anlagen, bei denen kein Test möglich war; das betraf vor allem Speicher und konventionelle Anlagen. Für Solaranlagen unter 100 kW nennt er „ca. 30 %“ aus einer Abfrage von 2024 ohne Test. 2025 wurden 9,4 TWh Strom aus erneuerbaren Anlagen abgeregelt, davon 2,7 TWh Solarstrom (Bundesnetzagentur).

Gilt seit 1.1.2024 für Geräte mit mehr als 4,2 kW Anschlussleistung in der Niederspannung: nicht öffentliche Ladepunkte, Wärmepumpen, Anlagen zur Raumkühlung und Stromspeicher beim Laden aus dem Netz (BK6-22-300, Ziffern 2.4.1 und 3.1). Wärmepumpen und Kälteanlagen, die gewerblichen betriebsnotwendigen Zwecken dienen, sind auch in der Niederspannung von der Pflicht ausgenommen. Bei einer Gefährdung des Netzes darf der Netzbetreiber den Bezug senken; je Gerät bleiben mindestens 4,2 kW, bei Wärmepumpen und Klimaanlagen über 11 kW 40 % der Anschlussleistung (Ziffer 4.5.1). Er darf den Anschluss nicht wegen fehlender Netzkapazität ablehnen oder verzögern.

Im Gegenzug sinkt das Netzentgelt: pauschal (Modul 1) oder, bei eigenem Zähler, über einen auf 40 % gesenkten Arbeitspreis (Modul 2). Zu Modul 1 lässt sich seit 1.4.2025 ein zeitvariables Netzentgelt hinzuwählen (Modul 3; BK8-22/010-A). Geräte mit einer älteren Vereinbarung bleiben längstens bis Ende 2028 in der alten Regelung, Nachtspeicherheizungen dauerhaft; ältere Geräte ohne Vereinbarung erfasst die Festlegung nicht (Ziffern 10.1 bis 10.3). Ende 2024 fielen 264.874 Marktlokationen unter die neuen Regeln, darunter 129.342 mit Stromspeicher (Monitoringbericht 2025).

§ 9 EEG in der Fassung seit 25.2.2025: Anlagen ab 100 kW müssen dem Netzbetreiber den Abruf der Ist-Einspeisung und die ferngesteuerte Reduzierung ermöglichen, Anlagen von 25 bis unter 100 kW die ferngesteuerte Reduzierung. Anlagen unter 25 kW in der Einspeisevergütung müssen nicht fernsteuerbar sein; sie begrenzen ihre Einspeisung auf 60 Prozent der installierten Leistung, bis intelligentes Messsystem und Steuerungseinrichtung eingebaut und getestet sind. Dieselbe Grenze gilt für Anlagen von 25 bis unter 100 kW in der Einspeisevergütung. Steckersolargeräte bis 2 kW und 800 Voltampere sind ausgenommen. Für Anlagen, die von Anfang 2023 bis 24.2.2025 in Betrieb gingen, gilt die Grenze nicht (§ 100 Abs. 3b EEG).

Intelligente Messsysteme mit Steuerungseinrichtung sind für Anlagen über 7 kW vorgesehen (§ 29 Abs. 1 Nr. 2 Messstellenbetriebsgesetz). Bis Ende 2032 müssen die Messstellenbetreiber mindestens 90 Prozent der installierten Leistung dieser Anlagen so ausgestattet haben (§ 45). Am 30.6.2026 hatten 5,9 Prozent aller Messlokationen ein intelligentes Messsystem, bei den Pflichteinbaufällen mit 6.000 bis 100.000 kWh Verbrauch 26,1 Prozent (Bundesnetzagentur). Seit 2026 werden auch Anlagen unter 100 kW in den jährlichen Test der Steuerbarkeit einbezogen (§ 12 Abs. 2b EnWG); der nächste Bericht der Übertragungsnetzbetreiber ist zum 30.11.2026 fällig.

Nach dem Regierungsentwurf zum EEG 2027 müssten neue Solaranlagen auf Gebäuden unter 100 kW (zweites Segment), die einspeisen, ihre Einspeisung dauerhaft auf 50 Prozent der installierten Leistung begrenzen, unabhängig vom Einbau eines intelligenten Messsystems (§ 9 Abs. 2b EEG im Entwurf, Bundestagsdrucksache 21/7867). Entwurf

Neue Speicher, die innerhalb von 18 Jahren ab dem 4.8.2011 in Betrieb gehen, sind 20 Jahre lang vom Netzentgelt für den gespeicherten Strom freigestellt. Die Freistellung wird „nur gewährt, soweit die elektrische Energie zur Speicherung … aus einem Transport- oder Verteilernetz entnommen und die zur Ausspeisung zurückgewonnene elektrische Energie zeitlich verzögert wieder in dasselbe Netz eingespeist wird“ (§ 118 Abs. 6 Satz 3 EnWG in der Fassung seit 23.12.2025). Die Umlagen auf Netzstrom verringern sich in dem Umfang, in dem der Speicher Strom in ein Netz einspeist; Speicherverluste sind befreit (§ 21 Abs. 1 und 2 Energiefinanzierungsgesetz). Strom, den der Speicher aus dem Netz lädt und über die Direktleitung weitergibt, wird nicht in ein Netz zurückgespeist. Nach dem Wortlaut gelten die Befreiungen für ihn nicht. geltend Für die Umlagen sagt es die Festlegung der Bundesnetzagentur vom 1.10.2026 ausdrücklich: Wird Netzbezug an dritte Letztverbraucher weitergeleitet, sind die Umlagen dafür „ebenfalls in voller Höhe zu zahlen“ (Anlage 1, Seite 77). § 118 Abs. 6 Satz 3 EnWG verweist auf § 21 Energiefinanzierungsgesetz; nach Auffassung der Bundesnetzagentur gilt die Abgrenzung der Festlegung damit auch für das Netzentgelt (Begründung, Seite 23). Wie Messung und Leistungspreis bei einem Speicher am Park mit Direktleitung zu behandeln sind, ist nicht ausdrücklich geregelt. offen

Wird Strom vor der Einspeisung zwischengespeichert, bleibt der Zahlungsanspruch nach dem EEG erhalten: bei Speichern, die ausschließlich erneuerbaren Strom laden, ganz, bei gemischt geladenen Speichern anteilig nach einer Festlegung der Bundesnetzagentur (§ 19 Abs. 3 bis 3b EEG). Diese Festlegung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten hat die Bundesnetzagentur am 1.10.2026 beschlossen (Aktenzeichen 618-25-02). Sie wird mit der Bekanntgabe wirksam; die Veröffentlichung im Amtsblatt ist für den 7.10.2026 angekündigt. Bis 30.9.2027 ist sie nur mit Einverständnis von Netzbetreiber und Messstellenbetreiber anwendbar. Die Messung und Abrechnung von Lieferungen an Dritte vor der Einspeisestelle regelt sie ausdrücklich nicht. Den vereinfachten Fall mit nur einem Zähler sieht sie nur vor, wenn hinter der Einspeisestelle außer Erzeugung und Speicher kein Verbrauch angeschlossen ist; mit einem Abnehmer an der Direktleitung trifft das nicht zu.

Ein Batteriespeicher ist im Außenbereich privilegiert, wenn er „in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer vorhandenen Anlage zur Nutzung erneuerbarer Energien steht“ (§ 35 Abs. 1 Nr. 11 Baugesetzbuch, seit 23.12.2025). Verteilernetzbetreiber dürfen für netzgekoppelte Batteriespeicher einen Baukostenzuschuss je Kilowatt Anschlussleistung erheben (Leistungspreismodell; Bundesgerichtshof, Beschluss vom 15.7.2025, EnVR 1/24). Für einen Speicher am Park kommt es darauf an, ob er Entnahmeleistung aus dem Netz braucht.

Im Engpassmanagement ist ein Speicher ab 100 kW Teil des Redispatch; im Planwertmodell verlangt die Festlegung zum bilanziellen Ausgleich für ihn Füllstand, Arbeitsvolumen und Füllstandsgrenzen als Planungsdaten (BK6-23-241, Seiten 72 und 73). Heimspeicher unter 100 kW darf der Netzbetreiber im Redispatch nur nachrangig heranziehen und nur, wenn sie jederzeit fernsteuerbar sind (§ 13 Abs. 1 Satz 3). Über die Festlegung zu § 14a EnWG erreicht er sie nur beim Laden aus dem Netz, verpflichtend nur bei Inbetriebnahme ab 2024; ältere Speicher können freiwillig wechseln (BK6-22-300, Ziffer 10.4). geltend Zum Vergleich mit Heimspeichern

Nach dem Entwurf der Netzentgeltsystematik soll ein Speicher, der mit einer Erzeugungsanlage gekoppelt ist, mit ihr ein gemeinsames Entgelt zahlen (Tenorziffer 10.2). Die Freistellung nach § 118 Abs. 6 Satz 1 EnWG soll für Speicher fortgelten, deren endgültige Investitionsentscheidung vor dem 1.1.2027 fällt (Tenorziffern 17.5 und 20). Wie Netzstrom zu behandeln ist, den ein Speicher am Park lädt und über eine Direktleitung weitergibt, sagt der Entwurf nicht. Entwurf

Nach dem Netzanschlusspaket könnten Netzbetreiber den Anschluss eines Speichers an einem bestehenden Verknüpfungspunkt nicht wegen Kapazitätsmangels verweigern, „wenn die bisherige maximale Entnahme- oder Einspeiseleistung durch den zusätzlichen Anschluss der Energiespeicheranlage unter Abschluss einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung … unverändert bleibt“ (§ 17 Abs. 2a Satz 2 EnWG im Entwurf, Bundestagsdrucksache 21/7866). Die Begründung nennt solche Speicher „netzneutral“. Entwurf

Mieterstrom ist Solarstrom, der ohne Durchleitung durch ein Netz an Letztverbraucher im Gebäude oder im Quartier geliefert wird; der Vertrag muss die Versorgung auch für Zeiten ohne Solarstrom vorsehen (§ 42a EnWG, § 21 Abs. 3 EEG). Bei der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung nutzen die Teilnehmer den Strom einer Anlage am Gebäude, viertelstündlich gemessen; der Betreiber muss keine Vollversorgung sicherstellen (§ 42b EnWG, seit 16.5.2024). Beides setzt voraus, dass die Leitungen im Gebäude oder Quartier kein Netz sind; seit dem Urteil des Gerichtshofs von 2024 ist das für Kundenanlagen teils offen (siehe Zeile Kundenanlage). Steckersolargeräte bis 2 kW und 800 Voltampere können ohne weitere Meldung an den Netzbetreiber angeschlossen werden; die Eintragung im Marktstammdatenregister bleibt Pflicht (§ 8 Abs. 5a EEG).

Bei der gemeinsamen Nutzung nach § 42c EnWG wird der Strom über das öffentliche Verteilernetz geliefert: seit 1.6.2026 im Bilanzierungsgebiet eines Verteilernetzbetreibers, ab 1.6.2028 auch im direkt angrenzenden Gebiet derselben Regelzone. Teilnehmen können Haushalte, kleine und mittlere Unternehmen und Betreiber, deren Anlage nicht überwiegend gewerblich betrieben wird (§ 42c Abs. 1 Nr. 5 und Abs. 2). Eine Befreiung von Netzentgelten und Umlagen enthält das Gesetz nicht; die Begründung nennt die „Zahlung von Steuern, Abgaben, Umlagen und Netzentgelten für verbrauchte Strommengen“ ausdrücklich (Bundestagsdrucksache 21/1497, Seite 155).

Erste Lesung am 24.9.2026, Anhörung für den 7.10.2026 angesetzt. Der Entwurf erweitert das bestehende Recht, einen Verknüpfungspunkt mitzunutzen, zu einem Recht auf Überbauung und begrenzt die Einspeiseleistung neuer Anlagen ab 2027 dauerhaft (Solarparks 70 %, Windräder 280 Watt je Quadratmeter Rotorfläche).

Netzbetreiber dürften Anschlussleistung, die mehr als fünf Jahre nicht abgerufen wurde und voraussichtlich dauerhaft nicht gebraucht wird, mit zwölf Monaten Ankündigung auf den höchsten Messwert dieser Jahre kürzen; Redundanzbedarf ist zu berücksichtigen (§ 17 Abs. 1a EnWG). Der Bundesrat will drei Jahre (Bundestagsdrucksache 21/8299).

Verteilernetzbetreiber könnten Umspannwerke und Leitungsabschnitte bis zu sechs Jahre als kapazitätslimitiert ausweisen, wenn dort im Vorjahr mehr als 5 Prozent der Erzeugung abgeregelt wurden (§ 14 Abs. 1d EnWG). Neue Wind- und Solarparks hätten dort keinen Anspruch auf Anschluss. Der Netzbetreiber müsste einen Anschluss anbieten, bei dem der Betreiber auf den finanziellen Ausgleich für Abregelung verzichtet, begrenzt auf 20 Prozent der Jahreserzeugung, bei Wind in Windenergiegebieten auf 18 Prozent (§ 13a Abs. 6 EnWG, § 8 Abs. 4 EEG). Die Bundesnetzagentur soll Baukostenzuschüsse auch für Erzeugungsanlagen vorsehen können.