Der Netzanschluss ist in Deutschland ein knappes Gut mit dem Preis null, und wer abgeregelt wird, bekommt das Geld nach § 13a Absatz 2 des Energiewirtschaftsgesetzes ersetzt. Das Netzpaket der Bundesregierung ändert davon nicht den Preis, sondern die Versicherung: In Netzgebieten, die ein Verteilnetzbetreiber als kapazitätslimitiert ausweist, soll eine neue Solaranlage des ersten Segments oder Windenergieanlage an Land den Anschluss nur noch gegen Verzicht auf diesen Ausgleich bekommen, begrenzt auf 20 Prozent der Jahreserzeugung, 18 Prozent in Windenergiegebieten. Gelten würde das für Anschlüsse ab 2027; beschlossen ist nichts davon. Ökonomisch ist das ein Selbstbehalt, und Selbstbehalte lenken genau so weit, wie der erwartete Schaden zwischen zwei Standorten auseinanderliegt. Bundesweit wurden 2025 nach Zahlen der Bundesnetzagentur 3,5 Prozent der Erneuerbaren-Erzeugung abgeregelt, die Auslöseschwelle des Entwurfs liegt bei 5 Prozent je Umspannanlage. Die Untersuchung, auf die sich die Bundesregierung beruft, findet die Engpässe an 6 Prozent der Umspannwerke für Wind und 5 Prozent für Photovoltaik; auf diese wenigen Punkte entfallen 72 Prozent des Redispatch-Anstiegs aus dem Zubau des Jahres 2025. Das trägt das Instrument. Offen bleibt, was am Ende herauskommt, also wie viel Zubau wegen des Selbstbehalts an einem anderen Punkt landet. Offen bleibt auch die Voraussetzung dafür: Wie viele dieser Umspannwerke liegen über dem Deckel von 18 oder 20 Prozent, wo der Grenzanreiz verschwindet? Der Bundesrat verlangt dazu eine Datengrundlage, die Bundesregierung hält die vorhandene für ausreichend.
| Instrument | Norm im Entwurf | Größe | Gilt wo |
|---|---|---|---|
| Einspeisebegrenzung Photovoltaik, erstes Segment | § 8 Absatz 1 Satz 4 Nummer 1 EEG | 70 Prozent der installierten Leistung | bundesweit, dauerhaft, ab Anschluss 2027 |
| Einspeisebegrenzung Wind an Land | § 8 Absatz 1 Satz 4 Nummer 2 EEG | 280 Watt je Quadratmeter Rotorfläche | bundesweit, dauerhaft, ab Anschluss 2027 |
| Ausweisung kapazitätslimitierter Netzgebiete | § 14 Absatz 1d EnWG | Auslösung über 5 Prozent Abregelung im Vorjahr, bis zu 6 Jahre | je Umspannanlage, auf Anzeige des Netzbetreibers |
| Verzicht auf finanziellen Ausgleich | § 8 Absatz 4 Satz 3 und 4 EEG, § 13a Absatz 6 EnWG | 20 Prozent der Jahreserzeugung, 18 Prozent in Windenergiegebieten, Verlängerung einmalig 18 Monate | nur in ausgewiesenen Netzgebieten, nur Neuanschlüsse |
| Baukostenzuschuss, örtlich differenzierbar | § 17 EEG | nicht bezifferte Ermächtigung | erst nach Festlegung der Bundesnetzagentur |
Die Drucksache 21/7866 vom 7. September 2026 trägt den Titel „Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Synchronisierung des Anlagenzubaus mit dem Netzausbau sowie zur Verbesserung des Netzanschlussverfahrens". Das Kabinett hat sie am 29. Juli 2026 beschlossen, der Bundesrat hat am 25. September 2026 Stellung genommen. Der Entwurf benennt sein Problem im ersten Absatz selbst: Um die Anschlusskapazität konkurrieren inzwischen nicht mehr nur Wind- und Solaranlagen, sondern auch Großbatteriespeicher, Rechenzentren, Ladeinfrastruktur und Industrieanlagen, und den Netzbetreibern fehle „der rechtliche Handlungsspielraum, Netzanschlussbegehren zu priorisieren und zu depriorisieren".
Vier Eingriffe sind für diesen Bericht wichtig. Der erste steht in § 8 Absatz 1 EEG in der Entwurfsfassung und gilt bundesweit: Für Anlagen, die ab dem 1. Januar 2027 angeschlossen werden, besteht der Anspruch auf Netzanschluss bei Solaranlagen des ersten Segments nur noch mit der Maßgabe, dass die maximale Wirkleistungseinspeisung am Verknüpfungspunkt auf 70 Prozent der installierten Leistung begrenzt ist, bei Windenergieanlagen an Land auf 280 Watt je Quadratmeter der vom Rotor überstrichenen Fläche. Die Begründung sagt dazu ausdrücklich, diese Begrenzung gelte „dauerhaft" und „unabhängig von möglichen Kapazitätsengpässen am Netzverknüpfungspunkt". Sie ist also kein Engpassinstrument, sondern eine allgemeine Auslegungsvorschrift.
Der zweite Eingriff schafft den Ortsbezug. Nach dem neuen § 14 Absatz 1d EnWG können Verteilnetzbetreiber Umspannanlagen und die sie verbindenden Leitungsabschnitte „für die Dauer von bis zu sechs Jahren als kapazitätslimitiert ausweisen, wenn die Wirkleistungserzeugung der unmittelbar oder mittelbar angeschlossenen Anlagen im vorangegangenen Kalenderjahr nach Maßgabe von § 13a Absatz 1 um insgesamt mehr als 5 Prozent reduziert wurde". Die Ausweisung erfolgt durch Anzeige bei der Bundesnetzagentur zum Ablauf des 31. März, sie soll technologiespezifisch nur für Solaranlagen des ersten Segments oder für Wind an Land erfolgen, und sie ist aufzuheben, sobald die Voraussetzung im Mittel dreier Jahre nicht mehr vorliegt. Eine Genehmigung der Bundesnetzagentur ist nicht vorgesehen.
Der dritte Eingriff ist der eigentliche Gegenstand. In einem so ausgewiesenen Netzgebiet entfällt nach § 8 Absatz 4 EEG in der Entwurfsfassung die unbedingte Anschlusspflicht. Der Netzbetreiber muss stattdessen einen Vertrag anbieten, in dem der Anschlussnehmer auf den finanziellen Ausgleich nach § 13a Absatz 2 EnWG verzichtet, „wobei der Verzicht auf 20 Prozent des gesamten in einem Jahr durch die Anlage erzeugten Stroms zu begrenzen ist"; für Windenergieanlagen in Windenergiegebieten nach § 2 Nummer 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes sind es 18 Prozent. Liegen die Voraussetzungen nach Ablauf der Ausweisung weiter vor, verlängert sich der Verzicht einmalig um 18 Monate, es sei denn, der Netzbetreiber hat den ausgebliebenen Netzausbau zu verschulden. Anlagen, für die der Verknüpfungspunkt vor der Ausweisung ermittelt wurde, behalten nach der Begründung zu Artikel 2 Nummer 3 Buchstabe c den unbedingten Anschlussanspruch und den vollen Ausgleich. Der neue § 13a Absatz 6 EnWG stellt dazu klar, dass bei einem Anschluss auf Grundlage eines solchen Vertrages der Ausgleichsanspruch „nur nach Maßgabe dieses Vertrages" besteht.
Der vierte Eingriff ist der leiseste. § 17 EEG wird neu gefasst und erlaubt Netzbetreibern, vom Anschlussnehmer einen Baukostenzuschuss zu verlangen, allerdings „nur im Falle und nach Maßgabe einer Festlegung der Bundesnetzagentur nach § 29 des Energiewirtschaftsgesetzes". Die Begründung nennt den Zweck ungewöhnlich offen: Solche Zuschüsse „können Anschlusspetenten Anreize für einen sparsamen Umgang mit den zum Teil knappen Anschlusskapazitäten setzen", und „regional differenzierte Baukostenzuschüsse für Erzeuger" könnten Anreize für einen netzdienlichen Standort setzen. Der Entwurf beziffert sie nicht und setzt sie nicht in Kraft. Er ermächtigt.
Zu den Haushaltswirkungen sagt der Entwurf zweierlei, das zusammen gelesen werden muss. Unter Abschnitt 4.1 heißt es: „Mit dem Ausfall von Entschädigungszahlungen für abgeregelte EE-Anlagen in Netzengpassgebieten sinken die Stromnetzentgelte und damit die Stromkosten in entsprechendem Umfang." Unter „Weitere Kosten" heißt es: „Auswirkungen auf Einzelpreise oder das Preisniveau, insbesondere das Verbraucherpreisniveau, lassen sich derzeit nicht abschätzen." Die Entlastung wird behauptet und im selben Dokument für nicht schätzbar erklärt. Beziffert ist allein der Erfüllungsaufwand des dritten Eingriffs: einmalig rund 3,2 Millionen Euro, jährlich rund 1,4 Millionen Euro.
Netzanschlusskapazität an einem bestimmten Umspannwerk ist ein Gut mit zwei unangenehmen Eigenschaften. Sie ist kurzfristig in fester Menge vorhanden, weil ein Transformator nicht über Nacht größer wird, und sie wird bisher zu einem Preis vergeben, der mit der Knappheit nichts zu tun hat. Der Anschlussnehmer zahlt die Kosten seines eigenen Anschlusses, nicht den Wert der Kapazität, die er damit belegt. Wenn ein Gut mit fester Menge zum Preis null angeboten wird, geht die Zuteilung an irgendein anderes Kriterium über, in diesem Fall an die Reihenfolge der Anträge. Barzel hat 1974 im Journal of Law and Economics gezeigt, was dabei passiert: Die Nachfrager zahlen nicht null, sondern in einer anderen Währung, und zwar in Wartezeit und Vorlaufkosten. Dieser Aufwand ist aus volkswirtschaftlicher Sicht verloren, weil ihn niemand einnimmt, und er sortiert nach Geduld und Kapitalstärke statt nach Wertschätzung. Der Entwurf beschreibt genau dieses Bild, wenn er von „erheblichem Konkurrenzdruck um das knappe Gut der Netzanschlusskapazität" spricht.
Dazu kommt eine zweite Eigenschaft, und sie ist für diesen Fall die wichtigere. Wird eine Anlage aus Netzgründen heruntergefahren, hat ihr Betreiber nach § 13a Absatz 2 EnWG Anspruch auf finanziellen Ausgleich. Das ist, ökonomisch gelesen, eine Vollversicherung gegen das Standortrisiko. Für den Investor heißt das: Der Erwartungswert seiner Erlöse hängt nicht davon ab, ob sein Standort das Netz belastet. Ob er in ein leeres oder in ein verstopftes Netzgebiet baut, ändert seine Kalkulation kaum, denn die Menge, die er dort nicht einspeisen darf, wird ihm bezahlt.
Die Versicherungsökonomik hat für diese Konstellation einen Namen und eine lange Rechnung dazu. Arrow hat 1963 in der American Economic Review beschrieben, dass vollständige Deckung das Verhalten des Versicherten verändert, weil sie ihm die Folgen seiner Entscheidung abnimmt. Pauly hat 1968 an derselben Stelle gezeigt, dass daraus kein Argument gegen Versicherung folgt, sondern eines für Selbstbeteiligung: Der Versicherte muss einen Teil des Schadens tragen, sonst wählt er die riskantere Handlung. Zeckhauser hat 1970 im Journal of Economic Theory den Abgleich formal durchgerechnet, der hier die ganze Streitfrage enthält. Eine höhere Selbstbeteiligung verbessert den Anreiz und verschlechtert die Risikoteilung; das Optimum liegt dort, wo der Zugewinn an Anreiz den Verlust an Sicherheit gerade noch aufwiegt. Dass es ein Optimum im Inneren gibt und nicht am Rand, ist der Grund, warum ein Deckel ökonomisch verteidigbar ist. Dass seine Höhe nicht beliebig ist, ist der Grund, warum man sie begründen muss.
Gegen eine unterpreisige Kapazität stehen der Politik zwei Werkzeugklassen offen. Die erste ist der Preis: ein knappheitsabhängiges Anschlussentgelt, ein regional differenzierter Baukostenzuschuss, in der Reinform das knotenbezogene Preissystem, das Schweppe, Caramanis, Tabors und Bohn 1988 in „Spot Pricing of Electricity" ausgearbeitet haben und das Joskow und Tirole 2000 im RAND Journal of Economics auf Netzrechte und Marktmacht hin untersucht haben. Die zweite ist die Menge: Anschlussverweigerung, Einspeisedeckel, Zuteilung nach Rangordnung. Weitzman hat 1974 in der Review of Economic Studies gezeigt, dass die Wahl zwischen beiden keine Geschmacksfrage ist, sondern von der Form der Unsicherheit abhängt, und dass das Mengeninstrument dort vorne liegt, wo die Kosten eines Fehlers steil ansteigen.
Der Entwurf wählt keine der beiden Reinformen. Er lässt den Preis bei null und hebt die Versicherung teilweise auf. Der Entschädigungsverzicht ist kein Mengeninstrument, denn er verbietet nichts; er ist auch kein Preis, denn es wird nichts bezahlt. Er ist ein Selbstbehalt, eingebaut in einen Vertrag, der an die Stelle des unbedingten Anschlussanspruchs tritt. Das ist die Konstruktion, deren Wirkung dieser Bericht prüft.
Aus dem Modell folgt eine Rechnung, bevor man eine einzige amtliche Zahl angesehen hat. Der Investor vergleicht zwei Standorte. An jedem erwartet er eine Abregelungsquote q, also den Anteil seiner Jahreserzeugung, der netzbedingt nicht eingespeist werden darf. An einem Standort ohne Ausweisung bekommt er diese Menge ersetzt, sein Erlösausfall ist null. An einem ausgewiesenen Standort trägt er den Ausfall selbst, aber nur bis zu einem Deckel d von 20 Prozent, in Windenergiegebieten 18 Prozent. Sein erwarteter Erlösverlust aus der Ausweisung beträgt also das Minimum aus q und d, multipliziert mit dem Wert einer Jahreserzeugungseinheit.
Diese eine Zeile erzeugt drei Vorhersagen, die man gegen Daten halten kann. Erstens: Was die Standortwahl lenkt, ist nicht der Deckel, sondern die erwartete Quote. Liegt q deutlich unter d, ist der Deckel für die Entscheidung bedeutungslos, und die Lenkung ist so klein wie q. Zweitens: Oberhalb des Deckels wächst die Lenkung nicht weiter. Gegenüber einem nicht ausgewiesenen Standort ist sie dort maximal, nämlich genau d; zwischen zwei ausgewiesenen Punkten ist sie null. Ein Umspannwerk mit 25 und eines mit 45 Prozent Abregelung sind für den Investor gleich teuer, weil er in beiden Fällen d verliert. Gerade in der Wahl unter den schlechtesten Punkten hört das Signal auf zu unterscheiden. Drittens: Weil nur Neuanschlüsse betroffen sind und Anlagen mit früher ermitteltem Verknüpfungspunkt den vollen Ausgleich behalten, kann die im Entwurf versprochene Entlastung der Letztverbraucher anfangs nur einen kleinen Teil der ausgezahlten Entschädigungen erreichen.
Zwei Grenzen dieser Zeile gehören dazu, bevor man sie gegen Daten hält. Die abgeregelte Menge schwankt zwischen den Jahren erheblich: Bei Photovoltaik stieg sie von 2024 auf 2025 um 94 Prozent, bei Offshore-Wind sank sie im selben Zeitraum um 27 Prozent, während der bundesweite Anteil an der Erneuerbaren-Erzeugung in beiden Jahren bei 3,5 Prozent lag. Wie stark die Quote je Umspannwerk zwischen den Jahren schwankt, weist die Bundesnetzagentur nicht aus; dass sie schwankt, folgt schon aus dieser Verschiebung zwischen den Technologien. Bei schwankender Quote ist der Erwartungswert des Selbstbehalts kleiner als der Selbstbehalt des Erwartungswerts; der Deckel wirkt also schon, bevor die erwartete Quote ihn erreicht. Und der Investor ist nicht risikoneutral: Die Erwartungswerte in Abschnitt 06 unterschätzen die Last für ein fremdfinanziertes Projekt und unterschlagen zugleich, dass die Begrenzung des schlechtesten Falls für sich einen Wert hat. Beides zieht in die Richtung, die die Begründung des Entwurfs mit Investitionssicherheit meint, und gegen eine reine Erwartungswertrechnung. Um wie viel, ist nicht geschätzt: Weder der Entwurf noch die Untersuchung beziffern Risikoaufschlag oder Quotenstreuung, bestimmt ist hier die Richtung und nicht die Höhe.
Daraus folgt, welche Größe über das Instrument entscheidet. Es ist nicht der Mittelwert der Abregelung, und es ist auch nicht die Zahl der ausgewiesenen Gebiete. Es ist die Verteilung der Abregelungsquoten über die Umspannwerke, und zwar an zwei Stellen: an der Auslöseschwelle von 5 Prozent, die bestimmt, wie viele Punkte überhaupt erfasst werden, und am Deckel von 18 oder 20 Prozent, hinter dem das Signal flach wird. Ein Instrument, das auf einem schmalen Ausläufer einer Verteilung sitzt, kann viel bewirken, wenn dieser Ausläufer die Kosten verursacht. Es kann auch nichts bewirken, wenn die betroffenen Punkte alle jenseits des Deckels liegen. Beides sind Aussagen über dieselbe Verteilung.
Eine vierte Vorhersage betrifft eine Nebenwirkung, die im Entwurf nirgends vorkommt. Wenn an einem ausgewiesenen Umspannwerk Altanlagen die Vollversicherung behalten und Neuanlagen sie nicht bekommen, dann steigt der Wert eines bestehenden Anschlusses an diesem Punkt gegenüber einem neuen. Das ist eine Markteintrittsschranke zugunsten derer, die schon da sind, und sie wächst mit der Höhe des Selbstbehalts. Der Entwurf enthält an einer Stelle sogar das Gegenmittel, ohne es als solches zu behandeln: § 8 Absatz 2 EEG in der Entwurfsfassung erlaubt die Mitnutzung eines fremden, schon belegten Verknüpfungspunkts mit Zustimmung des dortigen Betreibers. Damit wird der Anschluss handelbar, und der Preis, den die Zustimmung kostet, ist genau der Knappheitspreis, den das Gesetz sonst nicht erhebt. Wie oft das vorkommt, ist nicht erhoben, und der Entwurf beziffert es nicht.
Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Jahreszahlen des Netzengpassmanagements auf ihrer Plattform SMARD. Für 2025, veröffentlicht am 30. März 2026, steht dort: Die Abregelung erneuerbarer Anlagen machte 3,5 Prozent der gesamten Erneuerbaren-Stromerzeugung aus, über 96 Prozent konnten eingespeist und genutzt werden. Im Jahr davor war der Anteil derselbe, 3,5 Prozent, veröffentlicht am 2. April 2025. Die Auslöseschwelle des Entwurfs liegt bei mehr als 5 Prozent Abregelung im Vorjahr, bezogen auf die an einer Umspannanlage angeschlossenen Anlagen. Sie liegt damit über dem bundesweiten Mittel der Jahre 2024 und 2025.
Das ist die erste Bestätigung der Vorhersage, und sie ist eine schwache. Sie sagt nur, dass das Instrument kein Flächeninstrument sein kann: Wäre die Abregelung gleichmäßig über die Netzgebiete verteilt, würde bei einem Mittel von 3,5 Prozent fast kein Umspannwerk die Schwelle von 5 Prozent erreichen, und der Entwurf wäre leer. Dass er nicht leer ist, setzt eine ungleiche Verteilung voraus. Die prüft Abschnitt 05.
Die Mengen dahinter: Das gesamte Maßnahmenvolumen des Engpassmanagements lag 2025 bei 30.319 Gigawattstunden und damit praktisch unverändert gegenüber 2024 mit 30.318. Die Einspeisung von Erzeugungsanlagen wurde um 15.549 Gigawattstunden reduziert, 7 Prozent mehr als 2024 mit 14.469. Davon entfielen 60 Prozent oder 9.379 Gigawattstunden auf erneuerbare Anlagen, 2024 waren es 9.389. Innerhalb dieser Summe hat sich die Zusammensetzung verschoben: Offshore-Wind fiel von 4.565 auf 3.351 Gigawattstunden, Wind an Land von 3.394 auf 3.225, während die Abregelung von Photovoltaik von 1.394 auf 2.704 Gigawattstunden stieg, ein Zuwachs von rund 94 Prozent. Die Bundesnetzagentur nennt dafür zwei Gründe: knapp 10 Gigawatt Zubau und ein ungewöhnlich sonniges Frühjahr und Sommerhalbjahr.
Eine Verschiebung in derselben Statistik betrifft die Netzebene, auf der die Engpässe entstehen, und sie ist für dieses Gesetz unmittelbar relevant, weil es die Verteilnetzbetreiber zum Handelnden macht. 2025 lagen 65 Prozent der Erneuerbaren-Redispatchmenge in Engpässen des Übertragungsnetzes begründet und 35 Prozent in Engpässen der Verteilnetze; 2024 war das Verhältnis 74 zu 26, 2023 lag der Verteilnetzanteil bei 20 Prozent. Der Anteil der Verteilnetze an der Engpassverursachung ist damit von 2023 bis 2025 um drei Viertel gestiegen. Das ist der Grund, warum der Entwurf die Ausweisung bei den Verteilnetzbetreibern ansiedelt und nicht bei den Übertragungsnetzbetreibern, und es ist zugleich eine Grenze des Instruments: Für die 65 Prozent, die aus Übertragungsnetzengpässen stammen, ist eine Ausweisung durch den Verteilnetzbetreiber zuständigkeitsfremd. Der Entwurf löst das, indem § 14 Absatz 1d auf Reduzierungen „nach Maßgabe von § 13a Absatz 1" abstellt, also auf alle Redispatch-Abrufe am Punkt, unabhängig davon, wer sie angefordert hat. Die dem Entwurf zugrunde liegende Untersuchung bestätigt diese Lesart ausdrücklich und begründet sie damit, dass ein Teil der strukturellen Engpässe erst in der gemeinsamen Betrachtung sichtbar wird. Daraus folgt eine Nebenwirkung, die im Entwurf nicht angesprochen wird. Die einmalige Verlängerung des Verzichts um 18 Monate entfällt nur, „wenn der Netzbetreiber den nicht vollzogenen Netzausbau zu verschulden hat". Geht der Engpass auf das Übertragungsnetz zurück, und das ist 2025 bei 65 Prozent der Erneuerbaren-Redispatchmenge der Fall, kann den ausweisenden Verteilnetzbetreiber an diesem Ausbau kein Verschulden treffen. Die Ausnahme greift dort also kaum: Wo die Voraussetzungen nach Ablauf der Ausweisung weiter vorliegen, läuft der Verschuldensvorbehalt bei übertragungsnetzbedingten Engpässen praktisch leer. Wie häufig das der Fall ist, hängt an der Dauer bis zur Beseitigung des Engpasses und ist nicht bekannt; die achte Prüfgröße in Abschnitt 12 führt diese Größe als offen. Diese Lesart folgt aus dem Wortlaut; eine Klarstellung dazu enthält der Entwurf nicht.
Die Verteilung, auf die alles ankommt, ist erhoben worden, und zwar im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie. E-Bridge Consulting hat am 8. September 2026 zwei Dokumente veröffentlicht, einen Text und eine Präsentation, unter dem Titel „Kapazitätslimitierte Netzgebiete als Datengrundlage für ein Steuerungsinstrument zur Koordination von Netz- und EE-Ausbau". Auf diese Veröffentlichung verweist die Bundesregierung in ihrer Gegenäußerung vom 30. September 2026 ausdrücklich, als der Bundesrat eine belastbare Datengrundlage verlangt. Methodisch wurden in Abstimmung mit dem BDEW und den 21 vom Redispatch betroffenen Hochspannungsnetzbetreibern Redispatch-Abrufe und Einspeise-Testate mit öffentlichen Datenquellen verschnitten, darunter das Marktstammdatenregister, OpenStreetMap, Netztransparenz und öffentliche Wetter- und Geodaten. Untersucht wurden für die Jahre 2022 bis 2025 rund 3.000 Umspannwerke; die Zuordnung der Anlagen erfolgte zum geografisch nächstgelegenen Umspannwerk, und die ausgewiesenen Grafiken beruhen auf dem Jahr 2024, weil dort die Datenqualität flächendeckend am besten war.
Das Ergebnis für 2024, Aktivierungskriterium 5 Prozent, Abrufe von Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern zusammen: Rund 6 Prozent der Umspannwerke sind für Windenergie kapazitätslimitiert, rund 5 Prozent für Photovoltaik. Der Rest, 94 beziehungsweise 95 Prozent, ist es nicht. Für die Windvorranggebiete rechnet die Untersuchung weiter aus: 70 Prozent der noch unbebauten Vorranggebiete liegen an einem nicht kapazitätslimitierten Umspannwerk und stehen dem Zubau unverändert offen, weitere 24 Prozent sind bebaut und nicht limitiert und bleiben für Repowering verfügbar; 2 Prozent der unbebauten und 4 Prozent der bebauten Vorranggebiete liegen an einem limitierten Umspannwerk.
Die eigentliche Prüfung steckt in der dritten Abbildung, und sie fällt deutlich aus. Untersucht wurde, wie viel Redispatch im Jahr 2025 an jenen Umspannwerken anfiel, die 2024 mehr als 5 Prozent Abregelung aufwiesen und die Netzbetreiber folglich ab 2025 hätten ausweisen können. Das Ergebnis: Nur rund 9 Prozent des betrachteten Erneuerbaren-Zubaus des Jahres 2025 fand an kapazitätslimitierten Umspannwerken statt, auf diese Punkte entfielen aber etwa 72 Prozent des Anstiegs der Redispatchmengen aus diesem Zubau. Die Aufteilung ist bei Photovoltaik und Wind identisch, 9 zu 91 Prozent.
Daraus folgt eine Kennzahl, die in keinem der Dokumente steht und die hier selbst gerechnet ist: Je Einheit Zubau verursacht eine Anlage an einem kapazitätslimitierten Umspannwerk 72 geteilt durch 9, also das Achtfache an zusätzlichem Redispatch, während eine Anlage außerhalb auf 28 geteilt durch 91 kommt, also etwa 0,31. Weil beide Anteile auf 100 normiert sind, ist der Durchschnitt 1: Eine Anlage an einem limitierten Punkt wirkt achtmal so stark wie der Durchschnitt, eine Anlage außerhalb etwa zu 0,31, und das Verhältnis zwischen innen und außen beträgt 26 zu 1. Für ein räumliches Lenkungsinstrument ist das die Zahl, die seine Existenz rechtfertigt: Die Streuung der Standortwirkung ist so groß, dass eine Zuteilung, die den Ort ignoriert, nicht die kostengünstigste sein kann. Damit ist die Aussage aus Abschnitt 03 bestätigt, dass über das Instrument die Verteilung entscheidet und nicht der Mittelwert.
Zwei Einschränkungen gehören dazu, und beide stehen in der Untersuchung selbst. Die erste ist zeitlich: Die Prüfung des Kriteriums erfolgt auf Basis der Redispatch-Abrufe des Vorjahres, weshalb bei einer Ausweisung nach dem Entwurf frühestens die Abrufe des Jahres 2026 herangezogen werden können. Die vorliegenden Karten sind nach eigener Beschreibung eine „Blaupause", kein Verzeichnis künftig ausgewiesener Gebiete. Die zweite ist räumlich: Die Zuordnung der Anlagen zum geografisch nächstgelegenen Umspannwerk ist eine Annäherung, nicht die elektrische Wahrheit, denn Anlagen speisen nicht immer am nächstliegenden Punkt ein. Wie stark diese Annäherung die Anteile von 6 und 5 Prozent verschiebt, weist die Veröffentlichung nicht aus.
Eine dritte Einschränkung ist redaktioneller Art und betrifft nicht die Untersuchung, sondern ihre Wiedergabe. In mehreren Fachmeldungen vom 11. September 2026 wird der Befund als „72 Prozent des Redispatch-Bedarfs" zitiert. Das ist etwas anderes und deutlich mehr, als die Quelle sagt. Dort stehen 72 Prozent des Anstiegs der Redispatchmengen aus dem Zubau des Jahres 2025, und die Abbildungsunterschrift lautet entsprechend „Aufteilung Redispatchmenge des Zubaus 2025". Auf den gesamten Redispatch-Bedarf bezogen wäre die Aussage falsch: Der entsteht ganz überwiegend aus dem Bestand, und 65 Prozent davon gehen 2025 auf Übertragungsnetzengpässe zurück.
Ein Selbstbehalt wirkt über Geld, also muss man ihn in Geld ausdrücken. Die Bundesnetzagentur weist für 2025 aus, dass die finanzielle Entschädigung an Betreiber abgeregelter Erneuerbaren-Anlagen rund 433 Millionen Euro betrug, nach 554 Millionen im Jahr 2024, ein Rückgang um etwa 22 Prozent. Dass die Summe bei nahezu gleicher Abregelungsmenge fiel, erklärt sie mit den höheren Großhandelspreisen, die die Marktprämie kleiner machen. Setzt man die 433 Millionen Euro gegen die 9.379 Gigawattstunden abgeregelter Erneuerbaren-Energie, ergibt das 46,2 Euro je Megawattstunde; für 2024 sind es 554 Millionen gegen 9.389 Gigawattstunden, also 59,0 Euro. Beide Werte sind eigene Rechnung aus zwei Angaben derselben Quelle und keine veröffentlichte Kennzahl.
Damit lässt sich der Selbstbehalt beziffern. Verzichtet eine Anlage auf den Ausgleich für bis zu 20 Prozent ihrer Jahreserzeugung, dann kostet sie der Vollausschlag den Ausgleich für ein Fünftel ihrer Jahresmenge. Bei einem Entschädigungswert von 46,2 Euro je Megawattstunde sind das 9,2 Euro je Megawattstunde Jahreserzeugung, bei 59,0 Euro 11,8; mit dem Satz von 18 Prozent für Windenergiegebiete 8,3 beziehungsweise 10,6. Die Untergrenze ist nicht das bundesweite Mittel von 3,5 Prozent, denn ausgewiesen wird nur, wo im Vorjahr mehr als 5 Prozent abgeregelt wurden. An der Schwelle selbst liegt die Last bei 2,3 Euro je Megawattstunde, auf Basis 2024 bei 3,0. Zwischen Schwelle und Deckel liegt damit das Vierfache, und das ist nichts anderes als das Verhältnis der beiden Quoten, 20 zu 5. Wo innerhalb dieser Spanne ein konkretes Projekt liegt, entscheidet die erwartete Quote an seinem Umspannwerk. Alle diese Beträge sind Jahresgrößen, und sie fallen nur an, solange die Ausweisung gilt, also höchstens sechs Jahre und einmalig verlängert siebeneinhalb. Legt man zwanzig Betriebsjahre an, die Förderdauer nach dem EEG, bleibt vom Vollausschlag höchstens gut ein Drittel; die zwanzig Jahre sind dabei eine Annahme und keine Angabe des Entwurfs. Ob eine Anlage nach Ablauf ihres Verzichts von einer erneuten Ausweisung desselben Netzgebiets wieder erfasst werden kann, regelt der Entwurf nicht ausdrücklich; § 13a Absatz 6 EnWG stellt den Anspruch auf den Vertrag ab, und der Verzicht ist auf die Dauer der Ausweisung beschränkt. Diese Frage bleibt offen, und sie entscheidet darüber, ob die Obergrenze bei siebeneinhalb Jahren oder bei der Betriebsdauer liegt. Diese Rechnung ist modelliert: Sie unterstellt, dass die abgeregelte Megawattstunde denselben Ausgleich erhalten hätte wie der Durchschnitt der abgeregelten Mengen des jeweiligen Jahres. Abregelung fällt in Stunden mit hoher Einspeisung und niedrigen Börsenpreisen an, der Marktwertanteil dieser Stunden liegt unter dem Jahresmittel; der Ausgleich nach § 13a Absatz 2 EnWG richtet sich jedoch nicht am Börsenpreis dieser Stunde aus, sondern am Anspruch der Anlage. Die Richtung des Fehlers ist damit nicht eindeutig bestimmbar.
Jetzt die Gegenrichtung, also die Entlastung, die der Entwurf verspricht. Die gesamten vorläufigen Kosten des Engpassmanagements betrugen 2025 rund 3.071 Millionen Euro, nach 2.954 Millionen 2024, ein Anstieg um etwa 4 Prozent. Die Entschädigung an abgeregelte Erneuerbaren-Anlagen macht davon 433 Millionen Euro aus, also 14,1 Prozent, eigene Rechnung. Der Redispatch mit konventionellen Kraftwerken kostete 1.176 Millionen Euro oder 38,3 Prozent und bleibt von diesem Instrument unberührt, ebenso das Countertrading und die Vorhaltung der Reserven. Der Selbstbehalt kann also als unmittelbare Einsparung höchstens an einem Siebtel der Engpassrechnung ansetzen.
Und auch dieses Siebtel bekommt er nicht. Der Verzicht gilt nur für Anlagen, deren Verknüpfungspunkt nach der Ausweisung ermittelt wurde; der Bestand behält den vollen Ausgleich. Die Entlastung wächst also mit dem Anteil, den Neuanlagen in ausgewiesenen Gebieten an der dortigen Leistung haben. Die 9 Prozent aus der Untersuchung des Ministeriums sind nicht diese Größe: Sie sagen, welcher Teil eines Zubaujahrgangs an limitierten Punkten landet, nicht, welcher Teil der Leistung an diesen Punkten neu ist. Die 433 Millionen Euro fallen dagegen für den gesamten Anlagenbestand an. Im ersten Jahr nach Inkrafttreten kann die eingesparte Entschädigung daher nur ein kleiner Bruchteil dieser Summe sein, und sie wächst erst mit jedem weiteren Jahrgang. Auf einen Betrag lässt sich das nicht bringen, ohne zu wissen, welchen Anteil ein Zubaujahrgang an der installierten Leistung in genau diesen Gebieten hat und mit welcher Quote dort abgeregelt wird; keines der drei Dokumente nennt das. Diese Größe bleibt damit ausdrücklich offen. Der Entwurf nennt überhaupt keine Zahl dazu, sondern schreibt, die Stromkosten sänken „in entsprechendem Umfang", und erklärt an anderer Stelle Preiswirkungen für nicht abschätzbar.
Daraus folgt, wie das Instrument zu begründen ist und wie nicht. Als Sparmaßnahme an der laufenden Entschädigung ist es zu klein, um ins Gewicht zu fallen. Seine ökonomische Rechtfertigung liegt in der vermiedenen künftigen Abregelung, also in dem Teil des Zubaus, der wegen des Selbstbehalts an einem anderen Punkt landet und dort einspeisen kann. Diese Menge taucht in keiner Statistik auf, weil sie aus einer Entscheidung besteht, die nicht getroffen wurde. Sie ist die eigentliche Prüfgröße des Gesetzes, und sie ist zum heutigen Stand nicht beziffert, weder im Entwurf noch in der Gegenäußerung noch in der Untersuchung. Was die Untersuchung zeigt, ist die Hebelwirkung, die eine solche Verlagerung hätte, nämlich das Verhältnis 26 zu 1 aus Abschnitt 05. Was sie nicht zeigt, ist, wie viele Projektierer bei einem Erlösrisiko von 2,3 bis 9,2 Euro je Megawattstunde tatsächlich den Standort wechseln. Und sie zeigt auch die Gegenrechnung nicht: Der Ausweichstandort ist in der Regel der schlechtere, weniger Volllaststunden heißen höhere Gebotswerte in der Ausschreibung und damit höheren EEG-Finanzierungsbedarf. Dieselbe Rückkopplung benennt der Entwurf bei den Baukostenzuschüssen ausdrücklich. Die vermiedene Abregelung ist deshalb gegen den entgangenen Ertrag am Ausweichstandort zu stellen; was zu beziffern wäre, ist die Differenz, nicht die Bruttomenge.
Jetzt zur zweiten Vorhersage aus Abschnitt 03, der unangenehmen. Der Verzicht ist auf 20 Prozent des Jahresertrags begrenzt, in Windenergiegebieten auf 18. Oberhalb dieser Grenze gilt wieder der volle Ausgleich nach § 13a Absatz 2 EnWG. Für die Standortentscheidung bedeutet das: Der Erlösverlust steigt mit der erwarteten Abregelungsquote, bis die Quote den Deckel erreicht, und bleibt danach konstant. Ein Umspannwerk mit 22 Prozent Abregelung und eines mit 50 Prozent sind für den Investor gleich teuer. Der Grenzanreiz, den schlechteren der beiden Punkte zu meiden, ist null.
Die Bundesregierung hat diesen Deckel bewusst gesetzt und schreibt in der Begründung zu § 8 Absatz 4 EEG den Grund hin: „Um trotz Kapazitätslimitierung eine hinreichende Investitionssicherheit der EE-Projektierer in den entsprechend ausgewiesenen Gebieten zu gewährleisten, wird der Entfall der Entschädigung auf 20 % des jährlichen Stromertrags begrenzt." Das ist genau die Abwägung, die Zeckhauser 1970 formalisiert hat: Risikoteilung gegen Anreiz. Die Regierung entscheidet sie zugunsten der Risikoteilung, und sie tut das nicht verdeckt, sondern mit Angabe des Grundes.
Der Bundesrat entscheidet sie in die andere Richtung und formuliert die Frage in Ziffer 34 Buchstabe c seiner Stellungnahme als Prüfauftrag: „Insoweit ist insbesondere zu prüfen, ob die vorgesehene Begrenzung des Verzichts auf einen finanziellen Ausgleich auf 20 beziehungsweise 18 Prozent geeignet ist, die beabsichtigte Lenkungswirkung in ausreichendem Maße zu entfalten." Er verbindet das mit der Bitte, „noch vor Abschluss des parlamentarischen Verfahrens eine belastbare Datengrundlage vorzulegen, die eine fundierte Bewertung der kumulierten Auswirkungen auf Investitionen, Standortentscheidungen und Wirtschaftlichkeit ermöglicht". Drei Ziffern später, in Ziffer 37 Buchstabe c, nennt er die Kehrseite: Der Wegfall des Ausgleichs für Abregelungen von bis zu 20 beziehungsweise 18 Prozent könne sich „auf die Kalkulierbarkeit und Finanzierbarkeit von Investitionen auswirken". Der Bundesrat hält den Deckel also gleichzeitig für möglicherweise zu niedrig für die Lenkung und für möglicherweise zu hoch für die Finanzierung. Das ist kein Widerspruch, sondern die Beschreibung eines Zielkonflikts, dessen Auflösung eine Zahl braucht.
Diese Zahl ist die Verteilung der Abregelungsquoten oberhalb des Deckels, und sie ist in keinem der drei Dokumente enthalten. Die Untersuchung des Ministeriums weist aus, welcher Anteil der Umspannwerke die Schwelle von 5 Prozent überschreitet, nämlich 6 Prozent für Wind und 5 Prozent für Photovoltaik. Sie weist nicht aus, wie sich diese Gruppe über die Quoten verteilt: ob die limitierten Punkte überwiegend zwischen 5 und 15 Prozent liegen, dann greift der Deckel kaum und der Einwand verliert an Gewicht, oder ob ein nennenswerter Teil über 20 Prozent liegt, dann ist für diesen Teil die Lenkung tatsächlich abgeschnitten. Die Rohdaten für diese Auswertung liegen vor, denn die Quoten mussten je Umspannwerk berechnet werden, um die Schwelle anzuwenden. Veröffentlicht ist nur das Ergebnis der Schwellenprüfung. Diese Prüfgröße wird hier ausdrücklich als offen geführt.
Eine Einschränkung dazu: Wie hart der Deckel in der Praxis bindet, hängt auch daran, dass die Abregelungsquote keine feste Standorteigenschaft ist, sondern mit dem Zubau am selben Punkt steigt. Ein Umspannwerk, das 2024 bei 6 Prozent lag, kann nach zwei starken Zubaujahren deutlich höher liegen; dieser Wert ist hier nur als Veranschaulichung gewählt und keiner Quelle entnommen. Der Investor entscheidet also nicht gegen eine beobachtete, sondern gegen eine erwartete Quote, und seine Erwartung enthält den Zubau der anderen. Das ist eine Koordinationsaufgabe mit einem beweglichen Ziel, und der Entwurf begrenzt die daraus folgende Unsicherheit über zwei Hebel: die Befristung der Ausweisung auf bis zu sechs Jahre und die Pflicht des Netzbetreibers, ausgewiesene Gebiete „prioritär bedarfsgerecht zu optimieren, zu verstärken und auszubauen". Wie lange die Beseitigung eines solchen Engpasses tatsächlich dauert, nennt der Entwurf nicht; die Verlängerungsklausel von 18 Monaten unterstellt, dass sechs Jahre nicht immer reichen.
Die Werkzeugklasse, die das Problem an der Wurzel trifft, steht im Entwurf, aber ohne Zahl und ohne Termin. § 17 EEG in der neuen Fassung erlaubt den Baukostenzuschuss, bindet ihn jedoch an eine Festlegung der Bundesnetzagentur nach § 29 EnWG und nennt als mögliche Formen „pauschalierte oder nach netzwirtschaftlichen Parametern regional zu differenzierende Beträge". Ein örtlich differenzierter Zuschuss ist ein Preis für Anschlusskapazität. Er wirkt auf dieselbe Entscheidung wie der Selbstbehalt, aber an einer anderen Stelle: beim Baubeschluss, mit bekanntem Betrag, ohne Erlösrisiko über das Ausweisungsfenster hinweg. Für den Investor ist das der leichter kalkulierbare Hebel, und für den Staat der direktere.
Dass das kein nachträglicher Gedanke ist, zeigt die Begründung selbst. Dort heißt es, solche Verpflichtungen „können Anschlusspetenten Anreize für einen sparsamen Umgang mit den zum Teil knappen Anschlusskapazitäten setzen", und weiter, regional differenzierte Zuschüsse könnten Anreize setzen, „sich an einem netzdienlichen Standort anzuschließen". Das ist eine Beschreibung des Knappheitspreises in Verwaltungsdeutsch. Der Entwurf setzt ihn nicht, er erlaubt ihn. Dazu kommt eine Nebenbedingung, die ihn zugleich beschränkt: Bei der Ausgestaltung der Zuschüsse und der Netzentgelte hat die Bundesnetzagentur den Auswirkungen auf den Finanzierungsbedarf nach § 4 Nummer 1 des Energiefinanzierungsgesetzes „soweit wie möglich Rechnung zu tragen", und Erhöhungen dieses Bedarfs „sollen vermieden werden". Ein Zuschuss, der ein Projekt teurer macht, erhöht in der nächsten Ausschreibungsrunde die Gebotswerte und damit die EEG-Förderkosten. Der Entwurf verlangt, beides gleichzeitig zu beachten, und sagt nicht, was Vorrang hat.
Der Bundesrat erkennt den Mechanismus in Ziffer 37 Buchstabe e ausdrücklich an, Baukostenzuschüsse könnten „bei einer örtlichen Differenzierung grundsätzlich einen Beitrag zu einer systemdienlichen räumlichen Steuerung leisten", und nennt im selben Satz die Bedingung, unter der ein Preis überhaupt lenkt: Die Wirkung kann „nur insoweit eintreten, als für das jeweilige Vorhaben tatsächlich eine räumliche Ausweichmöglichkeit besteht". Das ist der richtige Einwand, und er gilt für den Selbstbehalt genauso. Ein Preissignal, dem man nicht ausweichen kann, ist eine Abgabe. Für Windenergie liefert die Untersuchung des Ministeriums dazu die Zahl: 70 Prozent der unbebauten Vorranggebiete liegen an nicht limitierten Umspannwerken, die Ausweichmöglichkeit ist für diesen Teil also vorhanden. Für Photovoltaik-Freiflächen, die nicht an Vorranggebiete gebunden sind, wird keine entsprechende Größe ausgewiesen.
Die Bundesregierung lehnt den Vorschlag des Bundesrates zu § 17 EEG ab, stimmt ihm aber inhaltlich zu, was die Begründung offen ausspricht: Sie teile die Einschätzung, „dass Baukostenzuschüsse in nicht prohibitiver Höhe einem netzdienlichen Ausbau von EE zuträglich sein können. Vor diesem Hintergrund wurde die gegenständliche Änderung des EEG in den Gesetzentwurf aufgenommen." Die konkrete Ausgestaltung obliege der Bundesnetzagentur als unabhängiger Regulierungsbehörde. Damit steht im Entwurf ein Mengen- und Risikoinstrument mit Datum und Prozentsatz neben einem Preisinstrument ohne beides. Weitzmans Frage von 1974, welches der beiden das überlegene ist, wird im Verfahren nicht entschieden, sondern verschoben.
Die erste Gruppe sind Betreiber neuer Wind- und Solaranlagen an ausgewiesenen Umspannwerken. Sie tragen ein Erlösrisiko, das nach der Rechnung aus Abschnitt 06 zwischen 2,3 und 9,2 Euro je Megawattstunde Jahreserzeugung liegt, je nachdem, ob die Abregelung an der Auslöseschwelle von 5 Prozent oder am Deckel von 20 Prozent liegt, und nur so lange, wie die Ausweisung gilt. Nach den Anteilen der Untersuchung des Ministeriums betrifft das 6 Prozent der Umspannwerke bei Wind und 5 Prozent bei Photovoltaik, und für Windvorranggebiete 2 Prozent der unbebauten und 4 Prozent der bebauten Flächen. Dazu kommt für alle Neuanlagen bundesweit, unabhängig von jeder Ausweisung, die dauerhafte Einspeisebegrenzung auf 70 Prozent der installierten Leistung bei Photovoltaik des ersten Segments und auf 280 Watt je Quadratmeter Rotorfläche bei Wind an Land. Wie viele geplante Anlagen diese Werte heute überschreiten und ihre Auslegung ändern müssten, beziffert der Entwurf nicht.
Die zweite Gruppe sind Betreiber von Bestandsanlagen an genau denselben Umspannwerken. Sie gewinnen. Ihr Anschluss behält den unbedingten Anspruch und den vollen Ausgleich, während ein neuer Anschluss am gleichen Punkt nur noch mit Selbstbehalt zu haben ist. Der Wert eines bestehenden Verknüpfungspunkts in einem ausgewiesenen Gebiet steigt damit relativ zum Wert eines neuen, und zwar um genau den Betrag des Selbstbehalts. Dass der Entwurf in § 8 Absatz 2 EEG die Mitnutzung eines belegten Punkts mit Zustimmung des dortigen Betreibers erlaubt, macht diesen Vorteil handelbar. Einen Preis dafür nennt niemand, weil es ihn als Markt noch nicht gibt.
Die dritte Gruppe sind die Letztverbraucher über die Netzentgelte. Sie gewinnen den Teil der Entschädigung, der künftig nicht gezahlt wird, plus den Wert der Abregelung, die gar nicht erst entsteht, weil Anlagen anderswo gebaut wurden. Der erste Teil ist nach oben begrenzt durch die 433 Millionen Euro, die 2025 an abgeregelte Erneuerbaren-Anlagen gingen, und damit durch 14,1 Prozent der Engpassrechnung von 3.071 Millionen Euro; wirksam wird davon zunächst nur der Anteil der Neuanschlüsse, und der ist offen. Der zweite Teil ist der ökonomisch größere und hat keine Zahl. Zur Einordnung der Größenordnung: Die Netzentgelte sind nach der Darstellung der Bundesnetzagentur im Monitoringbericht 2025 Bestandteil des Endkundenpreises und werden von Haushalts- wie Industriekunden getragen; die Kosten des Engpassmanagements sind einer von mehreren Treibern ihrer regionalen Unterschiede.
Die vierte Gruppe sind Flächeneigentümer und Kommunen in den betroffenen Netzgebieten. Sinkt der erwartete Projektwert an einem Standort, sinkt der Betrag, den ein Projektierer für Pacht und kommunale Beteiligung bieten kann. Diese Inzidenz ist im Entwurf nicht behandelt. Der Bundesrat spricht sie indirekt an, wenn er in Ziffer 34 Buchstabe c auf das Zusammenwirken mit „landesrechtlichen Beteiligungs- und Teilhaberegelungen" hinweist und in Buchstabe d bittet, „dafür Sorge zu tragen, dass kein unverhältnismäßiger Eingriff in die planerischen Steuerungsmöglichkeiten der Länder erfolgt".
Regional ist die Last ungleich, und das ist messbar. Für 2024 weist die Bundesnetzagentur die Abregelungsmengen nach Bundesländern aus: Bei Offshore-Wind entfielen 2.412 Gigawattstunden auf Niedersachsen und 1.773 auf Schleswig-Holstein, bei Wind an Land 912 auf Niedersachsen und 806 auf Schleswig-Holstein. Bei Solaranlagen wurde nach Darstellung der Bundesnetzagentur in Bayern mit 986 Gigawattstunden „mit Abstand am meisten" abgeregelt. Die Ausweisung soll technologiespezifisch erfolgen, was in diesem Bild Sinn ergibt: Ein bayerisches Umspannwerk, dessen Engpass von Photovoltaik getrieben ist, kann für Wind offen bleiben. Eine Länderaufteilung für 2025 ist in der hier gelesenen Jahresauswertung nicht ausgewiesen.
Die fünfte Gruppe sind die Netzbetreiber und Projektierer, bei denen die Verwaltungslast anfällt. Der Entwurf rechnet für die Einführung des Instruments mit einmalig rund 3,2 Millionen Euro und jährlich rund 1,4 Millionen Euro Erfüllungsaufwand, verteilt auf 25 Verteilnetzbetreiber, die das Instrument nutzen könnten, und 1.000 Projektierer, die regelmäßig Anlagen über 100 Kilowatt realisieren. Einmalig sind je Netzbetreiber zehn Stunden Einarbeitung, 200 Stunden Prozessanpassung, 400 Stunden für ein Verfahren zur Identifikation betroffener Netzabschnitte und pauschal 10.000 Euro für die Veröffentlichung im Internet angesetzt, je Projektierer vier Stunden Einarbeitung, acht Stunden Prozessanpassung und zehn Stunden für die Anpassung der Kalkulationssoftware. Laufend sind es je Netzbetreiber 100 Stunden für die Ermittlung der Abschnitte, 50 Stunden für die Prüfung bei Anschlussbegehren, acht Stunden für die Anzeige bei der Bundesnetzagentur und 2.000 Euro jährlich für den Internetauftritt, je Projektierer fünf Stunden für die Prüfung je Projekt und zehn Stunden für die Berücksichtigung in der Wirtschaftlichkeitsrechnung. Gemessen an der Verwaltungslast anderer Vorhaben ist das wenig; gemessen an der Entlastung, die das Instrument in den ersten Jahren bringt, lässt sich nichts sagen, weil diese Entlastung nicht beziffert ist.
Die erste steht innerhalb derselben Drucksache. Der Gesetzestext in Artikel 1 Nummer 4 lautet: Netzbetreiber können Umspannanlagen „für die Dauer von bis zu sechs Jahren als kapazitätslimitiert ausweisen, wenn die Wirkleistungserzeugung … um insgesamt mehr als 5 Prozent reduziert wurde". Die Darstellung des Erfüllungsaufwands auf Seite 29 derselben Drucksache beschreibt dieselbe Vorschrift mit anderen Zahlen: „für die Dauer von bis zu zehn Jahren" und „Netzbetreiber mit engpassbehafteten Netzabschnitten (> 3%)". Sechs oder zehn Jahre, 5 oder 3 Prozent: Beides sind Parameter, von denen der Zuschnitt des Instruments abhängt. Verbindlich ist der Gesetzestext; die abweichenden Werte in der Aufwandsrechnung sehen nach einem älteren Entwurfsstand aus, der bei der Überarbeitung stehen geblieben ist. Nachgerechnet wurde der Erfüllungsaufwand also möglicherweise für eine andere Regel, als am Ende im Text steht. Die Richtung des Fehlers ist bei einer niedrigeren Schwelle klar: 3 Prozent würden mehr Umspannwerke erfassen als 5, der Aufwand wäre also eher zu hoch als zu niedrig angesetzt.
Die zweite betrifft die Zahl der beteiligten Netzbetreiber, und sie läuft quer durch die Unterlagen. Die Aufwandsrechnung des Entwurfs stellt fest, dass „27 Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen … dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten für Engpassmanagement in 2024 angegeben" haben, dass 81 Netzbetreiber 2024 Netzausbaupläne veröffentlicht haben, und nimmt an, „dass 25 Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen von dem Instrument Gebrauch machen könnten". Die Gegenäußerung der Bundesregierung spricht in Ziffer 34 von „allen 21 Verteilnetzbetreibern, die Redispatch durchführen". Die Untersuchung des Ministeriums nennt „die vom Redispatch betroffenen 21 Hochspannungsnetzbetreiber". Einundzwanzig, fünfundzwanzig oder siebenundzwanzig: Die Begriffe sind nicht deckungsgleich, Redispatch durchführen und Engpassmanagementkosten melden ist nicht dasselbe, und die Hochspannungsebene ist nicht die ganze Verteilnetzebene. Aufgelöst wird das in keinem der Dokumente.
Die dritte ist keine Unstimmigkeit der Regierung, sondern eine Eigenschaft der Datenbasis, mit der jede Erfolgsmessung dieses Gesetzes zu rechnen hat. Die Jahreszahlen der Bundesnetzagentur sind vorläufig und werden nachträglich korrigiert, teils deutlich. Für 2024 wurden am 2. April 2025 Gesamtkosten des Engpassmanagements von 2.776 Millionen Euro veröffentlicht; in der Jahresauswertung vom 30. März 2026 steht für dasselbe Jahr 2.954 Millionen Euro, also 178 Millionen oder 6,4 Prozent mehr. Kleinere Korrekturen betreffen die Mengen: das Maßnahmenvolumen 2024 von 30.304 auf 30.318 Gigawattstunden, die Erneuerbaren-Abregelung von 9.374 auf 9.389, die Solar-Abregelung von 1.389 auf 1.394. Die Plattform weist selbst darauf hin, dass zwischen Meldung und Bilanzierung ein zeitlicher Verzug besteht. Für diesen Bericht sind die jeweils jüngeren Werte verwendet, mit einer Ausnahme: Die Aufteilung der Abregelung auf Bundesländer in Abschnitt 09 steht nur in der älteren Veröffentlichung und ist von dort übernommen. Der Unterschied ist hier überhaupt nur genannt, weil eine Entlastung, die niemand beziffert hat, in einer Größe verschwindet, die sich nachträglich um 178 Millionen Euro verschiebt. Wer die Wirkung dieses Gesetzes an den Engpasskosten messen will, braucht dafür einen Referenzpfad und nicht nur einen Vorjahreswert.
Der Bundesrat hat am 25. September 2026 in seiner 1068. Sitzung Stellung genommen, die Bundesregierung hat mit der Drucksache 21/8299 vom 30. September 2026 geantwortet. Der Grundton der Länder ist nicht Ablehnung. In Ziffer 37 Buchstabe a heißt es, der Bundesrat unterstütze das Ziel, „den Zubau von Stromerzeugungsanlagen stärker mit dem Netzausbau zu synchronisieren, vorhandene Netzanschlusskapazitäten effizienter zu nutzen und netzbedingte Systemkosten zu begrenzen", und in Ziffer 34 Buchstabe a, die Regelungen wiesen „grundsätzlich in die richtige Richtung". Streit gibt es über die Parameter und über die Datenlage.
Vier Einwände sind für dieses Instrument zentral. Erstens die Höhe des Deckels, die Ziffer 34 Buchstabe c zur Prüfung stellt. Zweitens die Summenwirkung: Ziffer 37 Buchstabe b nennt die dauerhafte Begrenzung der Anschlussleistung, die entschädigungsfreie Abregelung und den örtlich differenzierten Baukostenzuschuss zusammen und warnt, sie könnten „gleichzeitig bremsend auf laufende Projekte einwirken"; unnötige Mehrfachbelastungen seien zu vermeiden. Drittens der Charakter des Instruments: Ziffer 37 Buchstabe c verlangt, es müsse „sichergestellt werden, dass die Ausweisung nur der zeitlich begrenzten Bewirtschaftung bestehender Netzengpässe dient und nicht zu einem Ersatz für den erforderlichen Netzausbau wird". Viertens die Netzplanung: Ziffer 37 Buchstabe d hält fest, eine dauerhafte Begrenzung der Anschlussleistung könne nur dann die Netznutzung verbessern, wenn „die hierdurch reduzierte Einspeiseleistung auch bei der Netzplanung sachgerecht berücksichtigt wird". Wenn die Netze weiter auf die ungedrosselte Spitze geplant werden, spart die Drosselung keinen einzigen Transformator.
Die Bundesregierung lehnt die meisten Änderungsvorschläge ab und begründet es knapp. Zum Vorschlag, die Ausweisung an die Kapazitätslimitierung selbst statt an die erfolgten Redispatchmaßnahmen zu knüpfen, antwortet sie, die Anknüpfung an tatsächliche Maßnahmen sei „folgerichtig, da die Ausweisung kapazitätslimitierter Netzgebiete darauf zielt, Steuerungssignale dort zu entfalten, wo Abregelungen erfolgen". Zum Vorschlag, jede Ausweisung durch die Bundesnetzagentur genehmigen zu lassen, verweist sie auf „unverhältnismäßigen administrativen Aufwand" und prüft den Vorschlag weiter. Zur Dauer des Verzichts und zur Verlängerungsklausel heißt es, die Dauer sei „erforderlich, um die vorgenannte Steuerungswirkung zu erreichen", die Verlängerungsoption sei „eine ausgewogene Regelung". Eine Zahl, die diese Ausgewogenheit stützt, folgt nicht.
Auf die Forderung nach einer belastbaren Datengrundlage antwortet sie in Ziffer 34 mit dem Verweis auf die Veröffentlichung, die Abschnitt 05 ausgewertet hat: Die Datengrundlage sei „mit Unterstützung des BDEW und unter Beteiligung aller 21 Verteilnetzbetreiber, die Redispatch durchführen, fortlaufend erweitert und nach Finalisierung auf den Seiten der das Vorhaben begleitenden Gutachter von E-Bridge veröffentlicht" worden. Dieser Verweis trägt, soweit die Frage lautet, ob die Engpässe konzentriert sind; dort liefert die Veröffentlichung belastbare Anteile. Er trägt nicht, soweit die Frage lautet, ob der Deckel von 20 beziehungsweise 18 Prozent die Lenkungswirkung „in ausreichendem Maße" entfaltet, denn dazu steht in der Veröffentlichung nichts. Die beiden Fragen werden in der Gegenäußerung mit derselben Antwort bedient. Das ist der Punkt, an dem Stellungnahme und Gegenäußerung aneinander vorbeigehen.
Ein weiterer Vorschlag ist noch offen und für Projektierer der folgenreichste. Zu Artikel 2 Nummer 3 Buchstabe a antwortet die Bundesregierung, sie prüfe, ob „aufgrund der mehrjährigen Planungs- und Projektierungsphasen … der Vertrauensschutz eine Übergangsvorschrift erforderlich macht". Es geht um die bundesweite Einspeisebegrenzung ab dem 1. Januar 2027. Ein Projekt, das heute in der Genehmigung steht, ist auf eine ungedrosselte Auslegung gerechnet. Ob es eine Übergangsregel bekommt, ist zum Berichtsstand nicht entschieden.
Erste Prüfgröße, beziffert: die Abregelungsquote im Verhältnis zur Auslöseschwelle. Bundesweit 3,5 Prozent der Erneuerbaren-Erzeugung in den Jahren 2024 und 2025, Schwelle mehr als 5 Prozent je Umspannanlage im Vorjahr. Über der Schwelle liegen 6 Prozent der Umspannwerke bei Wind und 5 Prozent bei Photovoltaik, Stand der Auswertung 2024.
Zweite Prüfgröße, beziffert: die Zielgenauigkeit. 9 Prozent des Erneuerbaren-Zubaus des Jahres 2025 lagen an kapazitätslimitierten Umspannwerken, dort entstanden 72 Prozent des Redispatch-Anstiegs aus diesem Zubau. Je Einheit Zubau also das 26-Fache gegenüber Anlagen außerhalb, eigene Rechnung aus beiden Anteilen.
Dritte Prüfgröße, beziffert: der Geldwert des Selbstbehalts. Entschädigung je abgeregelter Megawattstunde 46,2 Euro im Jahr 2025 und 59,0 Euro im Jahr 2024, beides eigene Rechnung aus 433 beziehungsweise 554 Millionen Euro und 9.379 beziehungsweise 9.389 Gigawattstunden. Erlösrisiko je Megawattstunde Jahreserzeugung daraus 2,3 Euro an der Auslöseschwelle von 5 Prozent und 9,2 Euro bei Ausschöpfung des Deckels von 20 Prozent, Basis 2025, modelliert unter der in Abschnitt 06 genannten Annahme und begrenzt auf die Dauer der Ausweisung.
Vierte Prüfgröße, beziffert als Obergrenze: das Entlastungspotenzial. 433 Millionen Euro Entschädigung an abgeregelte Erneuerbaren-Anlagen im Jahr 2025, das sind 14,1 Prozent der Engpassmanagementkosten von 3.071 Millionen Euro. Mehr als diesen Anteil kann das Instrument an der laufenden Entschädigung nicht einsparen, und der konventionelle Redispatch mit 1.176 Millionen Euro oder 38,3 Prozent bleibt vom Entschädigungsverzicht selbst unberührt. Von der Abregelung, die durch eine Standortverlagerung gar nicht erst entsteht, bleibt er es nicht, denn zu jedem vermiedenen negativen Abruf gehört ein vermiedener positiver in der Defizitregion. Dieser zweite Weg ist nicht beziffert; er steckt in der sechsten Prüfgröße. Was davon in den ersten Jahren tatsächlich eingespart wird, hängt am Anteil der Neuanlagen an der Leistung in den ausgewiesenen Gebieten und ist nicht beziffert; diese Teilgröße bleibt ausdrücklich offen.
Fünfte Prüfgröße, ausdrücklich offen: die Verteilung der Abregelungsquoten oberhalb des Deckels. Wie viele der limitierten Umspannwerke liegen über 18 beziehungsweise 20 Prozent, wo der Grenzanreiz null wird? Weder der Entwurf noch die Gegenäußerung noch die Veröffentlichung des Gutachters enthalten diese Verteilung, obwohl die Quoten je Umspannwerk für die Schwellenprüfung berechnet wurden. Genau diese Lücke benennt der Bundesrat in Ziffer 34 Buchstabe c. Dazu gehört eine zweite, gleich gelagerte Unbekannte: der Abstand zwischen der beobachteten Vorjahresquote, nach der ausgewiesen wird, und der Quote, die ein Investor für die Betriebsjahre erwartet. Auch dieser Abstand ist nirgends geschätzt.
Sechste Prüfgröße, ausdrücklich offen: der Nettonutzen der Verlagerung. Wie viel Zubau findet wegen des Selbstbehalts an einem anderen Umspannwerk statt als ohne ihn, und wie viel Ertrag geht an diesem anderen Punkt verloren? Zu beziffern ist die Differenz aus vermiedener Abregelung und entgangenem Ertrag, nicht die vermiedene Menge allein. Das ist die Größe, aus der die ökonomische Rechtfertigung des Instruments vollständig besteht, und sie ist in keinem der drei Dokumente geschätzt. Prüfbar wird sie erst im Vergleich der Zubaustandorte vor und nach der ersten Ausweisungsrunde, also nicht vor 2028.
Siebte Prüfgröße, ausdrücklich offen: die Planungsanrechnung. Wird die auf 70 Prozent beziehungsweise 280 Watt je Quadratmeter reduzierte Einspeiseleistung bei der Dimensionierung der Netze angerechnet? Nur dann spart die Drosselung Netzausbau. Der Entwurf verlangt es nicht, der Bundesrat fordert es in Ziffer 37 Buchstabe d, die Bundesregierung verweist auf die bestehenden Regeln zur Netzausbauplanung und stimmt nicht zu.
Achte Prüfgröße, ausdrücklich offen: die Dauer bis zur Beseitigung eines Engpasses. Die Ausweisung läuft bis zu sechs Jahre und kann sich einmalig um 18 Monate verlängern. Wie lange die Optimierung oder Verstärkung einer engpassbehafteten Umspannanlage im Mittel braucht, nennt der Entwurf nicht; ohne diese Zahl ist nicht zu beurteilen, ob sechs Jahre plus 18 Monate die Regel oder die Ausnahme beschreiben.
Der Fall ist ungewöhnlich sauber gelagert. Die ökonomische Frage ist nicht, ob das Instrument richtig gebaut ist, sondern wo auf einer Verteilung sein Deckel sitzt. Beide Seiten des Verfahrens haben recht, solange diese Verteilung nicht veröffentlicht ist: Die Bundesregierung kann sich auf eine Untersuchung berufen, die die Konzentration der Engpässe belegt, und der Bundesrat kann darauf verweisen, dass dieselbe Untersuchung über die Höhe des Deckels nichts sagt. Was fehlt, ist keine Position, sondern eine Auswertung der Rohdaten, die für die Schwellenprüfung ohnehin erzeugt werden mussten.
Eine letzte Beobachtung zur Reihenfolge der Instrumente. Der Entwurf setzt das Mengen- und Risikoinstrument mit Datum und Prozentsatz in Kraft und delegiert das Preisinstrument, den örtlich differenzierten Baukostenzuschuss, an die Bundesnetzagentur, ohne Betrag und ohne Frist. Die Begründung nennt für den Zuschuss genau die Wirkung, die man vom Selbstbehalt erhofft, nämlich Anreize für einen sparsamen Umgang mit knapper Anschlusskapazität und für einen netzdienlichen Standort. Welches der beiden Werkzeuge in dieser Lage das überlegene ist, ist eine alte und beantwortbare Frage. Im Verfahren wird sie nicht beantwortet, sondern aufgeteilt: Das eine Werkzeug kommt ins Gesetz, das andere in eine Ermächtigung.
Modell und Was-wäre-wenn, keine Messung. Der Investor wählt zwischen Standorten mit erwarteter Abregelungsquote q. Ohne Ausweisung ist sein Erlösausfall null, weil § 13a Absatz 2 EnWG ihn ersetzt. Mit Ausweisung trägt er den Ausfall selbst, begrenzt auf einen Deckel d von 0,20 beziehungsweise 0,18. Sein erwarteter Verlust ist min(q, d) mal dem Ausgleichswert je Megawattstunde. Die Ableitung nach q ist der Ausgleichswert für q kleiner d und null für q größer d: Das ist der Kern der Theorie dieses Gesetzes, mit zwei Einschränkungen: Bei schwankender Quote ist der Erwartungswert von min(q, d) kleiner als min(Erwartungswert von q, d), und ein risikoaverser Investor bewertet den Deckel zusätzlich als Begrenzung des schlechtesten Falls. Beides steht in einer Erwartungswertrechnung nicht. Dieselbe Struktur ist in der Versicherungsökonomik durchgerechnet. Arrow 1963 in der American Economic Review beschreibt, warum vollständige Deckung das Verhalten verändert; Pauly 1968 an derselben Stelle, warum daraus Selbstbeteiligung folgt und nicht Verzicht auf Versicherung; Zeckhauser 1970 im Journal of Economic Theory bestimmt die optimale Selbstbeteiligung als Abgleich zwischen Anreiz und Risikoteilung, also genau die Größe, über die hier gestritten wird. Die Alternative zum Mengenweg ist der Preisweg: Schweppe, Caramanis, Tabors und Bohn haben 1988 in „Spot Pricing of Electricity" das knotenbezogene Preissystem ausgearbeitet, in dem Engpässe über Ortspreise statt über Rationierung bewirtschaftet werden; Joskow und Tirole haben 2000 im RAND Journal of Economics untersucht, wie Netzrechte in solchen Systemen Marktmacht beeinflussen. Weitzman 1974 in der Review of Economic Studies liefert das Kriterium für die Wahl zwischen Preis und Menge, und Barzel 1974 im Journal of Law and Economics beschreibt, was die Zuteilung nach Warteschlange kostet, wenn der Preis fehlt. Was keine dieser Arbeiten liefert, ist die empirische Verteilung der Abregelungsquoten über die rund 3.000 untersuchten Umspannwerke. Ohne sie bleibt die Frage nach der richtigen Höhe des Deckels theoretisch gut gestellt und praktisch unbeantwortet.
Modell-Einordnung, keine Prognose — getrennt von den oben belegten Zahlen.
Alle Zahlen sind mit Primärquelle belegt. Einzelne, ausdrücklich als „modelliert/illustrativ" gekennzeichnete Werte sind Rechen-Illustrationen, keine amtlichen Zahlen. Tatsachen und Modell-Lesarten sind getrennt ausgewiesen.