Netzanschlussrecht im Umbruch: von § 8 EEG 2023 zum EEG 2027 (Netzanschlusspaket: Kabinettsbeschluss 29.07.2026)

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Die Bundesnetzagentur hat in ihren FAQ vom 19.06.2026 klargestellt, dass der unbedingte Netzanschluss nach § 8 Abs. 1 EEG gewissermaßen unter dem Vorbehalt der Aufnahmefähigkeit durch das Netz steht („Netzanschluss von EE-Anlagen bei vollen Netzen, insbesondere flexible Netzanschlussvereinbarungen (FCA)“, https://bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/ErneuerbareEnergien/start.html). Allerdings weist die BNetzA in dem gleichen FAQ daraufhin, dass ein unbedingter Netzanschlussanspruch entsteht, insbesondere dann, wenn das Netz noch bedarfsgerecht ausgebaut werden kann (vgl. § 8 Abs. 4 EEG). Richtig eingeordnet bezieht sich das auf echte Überlastungssituationen, in denen eine gesamtwirtschaftliche Abwägung ausnahmsweise einen Anschluss am weiter entfernten Verknüpfungspunkt rechtfertigt – nicht auf eine generelle Relativierung des Anspruchs.  

Wir gehen daher davon aus, dass die BNetzA etwas verkürzt dargestellt darauf hinweisen wollte, dass in bestimmten Überlastungssituationen, in denen eine gesamtwirtschaftliche Abwägung gegen einen Netzausbau spricht, ein Netzanschluss auch am nächst gelegenen Verknüpfungspunkt abgewiesen und einem weiter entfernten Netzverknüpfungspunkt zugewiesen werden kann. Damit entsprechen die Ausführungen der (immer noch) geltenden Gesetzeslage des EEG.

Ausgangspunkt die bisherige Dogmatik (noch geltendes Recht)

Daraus ergibt sich für die Praxis folgende zentrale dreistufige Prüfungsreihenfolge für Anlagenbetreiber: 

1. Durchsetzbarer Anschlussanspruch

Zunächst gilt es von Anlagenbetreiberseite genau zu differenzieren und notfalls durch Durchsetzung der bestehenden Auskunftsansprüche zu klären, ob die beabsichtigte Kapazität am gesetzlichen Verknüpfungspunkt ohne Einschränkungen zum begehrten Zeitpunkt anschlussfähig ist:

Dann besteht ein unmittelbarer Netzanschlussanspruch auf Grundlage von § 8 Abs. 1 EEG, der direkt kraft Gesetzes durchsetzbar ist oder, für den Fall, dass die Durchsetzung zu wirtschaftlich nicht hinnehmbaren zeitlichen Verzögerungen führt, diesen zumindest formell aufrecht zu erhalten, um parallel zur zwischenzeitlichen Realisierung eines  alternativen, wirtschaftlich schlechteren Anschlusses (bspw. an einem weiter entfernten Verknüpfungspunkt) einen meist sehr erheblichen Schadensersatzanspruch geltend zu machen.

2. Netzanschluss auf Grundlage von PAV-E

Eine weitere Möglichkeit, einen sofort möglichen Netzanschluss zu erreichen, ist in vielen Fällen die zu Beginn der Inbetriebnahme mit dem Netzbetreiber vereinbarte Reduzierung von Einspeiseleistungen. In diesem Fall nimmt der Anlagenbetreiber zu Beginn in Kauf, dass er zu verschiedenen Zeiten entschädigungsfrei in seiner Leistung reduziert werden kann. Dies ist für den Anlagenbetreiber häufig wirtschaftlich günstiger, als wenn er zunächst einen weiter entfernten Netzverknüpfungspunkt realisiert oder auf den notwendigen Ausbau wartet, bevor er die Anlage an das Netz bekommt. Für den Netzbetreiber ist eine solche Regelung regelmäßig ebenfalls gut, weil er unter den vorab vereinbarten Reduzierungsbedingungen nicht entschädigen muss. Diese Anschlussmöglichkeit ist insbesondere dann günstig, wenn der Netzausbau parallel weiter betrieben wird und zu einem späteren Zeitpunkt (bspw. in zwei oder drei Jahren) realisiert wird, sodass die Anlage dann voll einspeisen kann. Des Weiteren installieren Anlagenbetreiber häufig höhere Anlagenleistungen, um über das Anlagensetting (max. Erzeugungsleistung) die maximal zugesicherte Wirkleistung über längere Zeiten ausnutzen zu können (sog. „Überbauung“). Dies ist u. U. ebenfalls wirtschaftlicher, als wenn die Anlage so konzipiert wird, dass sie nur in Volllastzeiten die maximal zulässige Kapazität erreicht. 

3. Erst nachrangig flexible Netzanschlussvereinbarung 

Nur wenn die Ziffern 1. und 2. nicht realisierbar sind, kommen normalerweise aus wirtschaftlicher Sicht erst flexible Netzanschlussvereinbarungen in Betracht. Hierbei handelt es sich um komplexere Vereinbarungen – häufig mit weiteren Teilnehmern –, in denen konkret geregelt wird, 

• wer wann einspeisen kann (Höhe und Dauer der Begrenzungen, Zeitfenster),
• ggf. Priorisierungen, Reihenfolgen, Einverständnisse,
• die technische Sicherstellung sowie Art der Begrenzung,
• wer welche Verpflichtungen trägt,
• die Haftung,
• das Verhältnis zu Redispatch und Netzausbau u.a.

Entscheidend ist dabei die saubere Trennung zwischen dem gesetzlichen, notfalls gerichtlich durchsetzbaren Anspruch und der zusätzlichen freiwilligen Gestaltungsmöglichkeit der FCA. Netzbetreiber neigen in der Praxis dazu, diese Trennlinie zu verwischen und FCA auch dort anzubieten, wo eigentlich schon ein durchsetzbarer Anspruch besteht - zu ihren eigenen Konditionen. 

FCA kein Standardanschlussmodell

Gegenwärtig werden die flexiblen Netzanschlussvereinbarungen besonders im Zusammenhang mit Speichern diskutiert, wobei von den Netzbetreibern vielfach noch erhebliche Vorbehalte (Schwierigkeiten bei der Umsetzung von Redispatch u. a.) geltend gemacht werden.

Musterverträge und notwendige Anpassungen

Wegen des Fehlens einheitlicher Standards hat die Fachagentur Wind einen Mustervertrag veröffentlicht, welcher für bestimmte Grundkonstellationen Musterregelungen beinhaltet. Allerdings bieten diese Regelungen für einige Fälle (noch) keine Lösungen an (bspw. mehrseitige Vertragsverhältnisse; Haftung Anlagenbetreiber untereinander, Begrenzung Vollaststunden, Prognoseverantwortung, Baukostenzuschüsse u.a.). 

Auf Netzbetreiberseite wird gleichfalls versucht, hier Klärungen herbeizuführen. So entwickelt insbesondere Eon einen standardisierten FCA auf Grundlage eines großen Speicherprojekts in Schleswig-Holstein, den es bis Ende 2026 ausrollen will und der auch für Erzeugungsanlagen weiterentwickelt werden soll. Die diesbezüglichen Abstimmungsprozesse dauern jedoch noch an. Weitere FCA von Netzbetreibern, Verbänden und Anlagenbetreibern werden in der Branche diskutiert, allerdings häufig auch deswegen nicht veröffentlicht, weil dadurch Standardsetzungen befürchtet werden, die in anderen Netzbereichen möglicherweise so nicht funktionieren. Dadurch dass die zuständige BNetzA jedenfalls bisher keine Leitplanken vorgibt behalten die Netzbetreiber weitgehend die Verhandlungsmacht.

Der Bruch: Was der Kabinettsbeschluss ändert

Genau an diesem Punkt setzt das jetzt beschlossene Netzanschlusspaket EEG 2027 komplex an und verschiebt die oben beschriebene Dogmatik strukturell: An sich soll der Entwurf zur Synchronisierung des Anlagenzubaus mit dem Netzausbau sowie zur Verbesserung des Netzanschlussverfahrens beitragen. Insbesondere die Regelungen zur Verbesserung des „Netzanschlussverfahrens“ in §§ 17a ff. EnWGE führen in Verbindung mit § 8 EEG-E jedoch einen Paradigmenwechsel herbei. 

Anschlussanspruch selbst wird konditioniert

Ab dem 01.01.2027 gilt der Anspruch aus § 8 Abs. 1 EEG-E nur noch unter der Maßgabe fester Überbauungs-/Kappungsgrenzen: 70 % der installierten Leistung bei PV-Anlagen des ersten Segments sowie 280 W/m² überstrichener Rotorfläche bei Wind an Land. Was bisher freiwillige Gestaltung im Rahmen eines FCA ist (Überbauung „als wirtschaftliche Option“, vgl. oben), wird damit zur gesetzlichen Regelvoraussetzung des Anspruches selbst. 

Kapazitätslimitierte Netzgebiete

In diesen besonders definierten Netzgebieten (vgl. § 8 Abs. 4 EEG-E) entfällt der Anspruch ganz, wenn der ermittelte Verknüpfungspunkt in einem kapazitätslimitiert ausgewiesenen Gebiet liegt. An seine Stelle tritt die Pflicht des Netzbetreibers, für die Dauer der Limitierung einen Netzanschlussvertrag anzubieten – der jedoch einen Verzicht auf den finanziellen Ausgleich nach § 13 a Abs. 2 EnWG für Erzeugungsanpassungen umfasst, begrenzt auf 10 – 20 % der Jahreserzeugung.

Baukostenzuschuss kehrt zurück (§ 17 EEG-E)

Netzebetreiber dürfen künftig einen angemessenen Anteil der Optimierungs-, Verstärkungs- und Ausbaukosten auf den Anschlussnehmer umlegen, konkretisierbar durch BNetzA-Festlegung. 

Der entscheidende Unterschied zur bisherigen FCA-Dogmatik: Während die FCA nach geltender Rechtslage eine verhandelte, freiwillige Vereinbarung sind, mit Verhandlungsspielraum zu Zeitfenstern, Haftung, Priorisierung, handelt es sich bei dem neuen Vertragsangebot nach § 8 Abs. 4 EEG-E um eine einseitig vom Netzbetreiber gestellte Bedingung ohne echte Alternative. 

Die oben dargelegte Abgrenzung verliert damit jedenfalls in kapazitätslimitierten Gebieten ihre Grundlage: Stufe 1 der Prüfungsreihenfolge (durchsetzbarer Anspruch) entfällt dort gerade und das was an ihre Stelle tritt, ist inhaltlich näher an einem aufgezwungenen FCA als an einem verhandelten. 

Verzahnung mit dem EnWG Netzpaket (§§ 17a – 17f EnWGE)

Der EEG-Umbau ist ohne das parallel laufende EnWG Netzpaket nicht zu verstehen – beide Reformstränge greifen ineinander:

• Die kapazitätslimitierten Netzgebiete (§ 14 Abs. 1 d EnWGE) sind der zentrale Mechanismus, der sowohl den EEG-Anschlussanspruch konditioniert als auch die Priorisierungsbefugnisse der Netzbetreiber nach § 17b EnWGE aktiviert. 
• Die Priorisierungskriterien in § 17 b Abs. 1 EnWGE (Versorgungssicherheit, Ausbauziele, Szenariorahmen, Bedarfe angrenzender Netzbetreiber, Raumordnung) sind bewusst offengehalten. Ohne weitere Konkretisierung – etwa durch BNetzA-Festlegungen – entsteht ein erhebliches Streitpotenzial mit dem Risiko, dass kleinere Marktteilnehmer gegenüber etablierten Akteuren benachteiligt werden. 
• Die Kapazitätsreservierung mit Gebühr (§ 17 f EnWGE, ab 135 KW) verlagert das wirtschaftliche Risiko auf die Anschlussnehmer, insbesondere bei Speicherprojekten mit langen Planungsvorläufen – die konkrete Gebührenhöhe und Berechnungsmethode stehen noch nicht fest und sollen erst durch BNetzA-Festlegung konkretisiert werden. 
• Die Terminkaskade (01.01.2027 für Übertragungsnetz-Verfahren, 01.01.2028 für Netzanschlussauskunft und digitale Portale) kann insbesondere kleinere Verteilnetzbetreiber überfordern.
• Über § 17a Abs. 3 EnWGE wird zusätzlich das aus dem EEG bekannte Instrument der flexiblen Netzanschlussvereinbarung auf alle Netzanschlüsse am Übertragungsnetz verallgemeinert. Übertragungsnetzbetreiber dürfen den Anschluss von einem FCA abhängig machen, sobald die BNetzA eine Entnahme-/Einspeisebegrenzung genehmigt hat – es sei denn, der Anschlussnehmer trägt die Kosten der Engpassbeseitigung selbst. Auch hier gilt: Kapazitätsflexibilität akzeptieren oder Netzausbau bezahlen. Diese Kostenverlagerung stellt Anlagenbetreiber strukturell schlechter, ganz analog zur oben beschriebenen Entwicklung bei § 8 EEG. 

Fazit

Der Kabinettsbeschluss vom 29.07.2026 markiert einen doppelten Paradigmenwechsel: Auf EnWG-Ebene wird das Windhundprinzip durch ein Regime aus verfahrensbasierter Steuerung, Priorisierung und Kapazitätsreservierung ersetzt – mit mehr Transparenz und Planungssicherheit auf dem Papier, aber erheblicher Verlagerung von Entscheidungsmacht auf Netzbetreiber und im Streitfall auf die Bundesnetzagentur.

Auf EEG-Ebene wird die bisher bestehende, differenzierte Dogmatik – durchsetzbarer Anspruch vs. freiwillige FCA – durch festgesetzte Kappungsgrenzen, den Wegfall des Anspruchs in kapazitätslimitierten Gebieten und die Rückkehr des Baukostenzuschusses überlagert. Was bislang eine zusätzliche wirtschaftlich vorteilhafte Gestaltungsoption für Anlagenbetreiber war (freiwillige FCA, Überbauung) wird partiell zur aufgezwungenen Regelvoraussetzung. 

Beide Reformstränge teilen dieselbe zentrale Schwachstelle: Die entscheidenden Parameter – Priorisierungskriterien, Reservierungsgebühr, Prozentsatz des Entschädigungsverzichts, Abgrenzung kapazitätslimitierter Gebiete – sind entweder als Platzhalter offen (10 bis 20 %!) oder zur Konkretisierung an die Bundesnetzagentur delegiert. Die eigentliche Kernfrage, wie stark der erneuerbaren Energien Vorrang materiell verbessert wird, entscheidet sich damit nicht am Gesetzestext, sondern erst in der nachgelagerten Festlegungspraxis der Bundesnetzagentur. Hier ergibt sich ein Einfallstor für Lobbyarbeit in dem laufenden Parlamentsprozess.