Netzanschluss und Netzverknüpfungspunkt bei PV-Parks

Ein Solarpark verdient erst Geld, wenn er am Netz ist. Der Netzanschluss ist deshalb einer der wichtigsten Termine im Projekt und ein häufiger Grund für Verzögerungen. Für Investoren zählen drei Fragen: Ist der Anschluss zugesagt und zu welchem Termin? Wer trägt welche Kosten? Und wie oft und mit welchem Ausgleich darf der Netzbetreiber die Anlage abregeln?

Hinweis: Dieser Artikel ist eine allgemeine Information zum Stand 13.10.2026. Er ist keine Rechtsberatung. Anschlussbedingungen hängen vom Netzbetreiber und von der Spannungsebene ab.

Das Wichtigste in Kürze

• Netzbetreiber müssen EE-Anlagen unverzüglich und vorrangig an dem Verknüpfungspunkt in geeigneter Spannungsebene mit der kürzesten Luftlinie anschließen, es sei denn, ein anderer Punkt ist technisch und wirtschaftlich günstiger (§ 8 Abs. 1 Satz 1 EEG).
• Den Anschluss bis zum Verknüpfungspunkt zahlt der Anlagenbetreiber (§ 16 EEG), den Ausbau des Netzes der Netzbetreiber (§ 17 EEG).
• Das Ergebnis der Netzverträglichkeitsprüfung muss spätestens acht Wochen nach Eingang aller Informationen vorliegen (§ 8 Abs. 6 EEG).
• Mit einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung kann die Einspeiseleistung begrenzt werden (§ 8a EEG). Eine Südanlage verliert bei 70 % Begrenzung nach unserer Auswertung rund 1,2 % ihres Jahresertrags.
• Redispatch wird angemessen finanziell ausgeglichen (§ 13a Abs. 2 EnWG). Öffentliche Statistiken zu Anschlusskosten und Wartezeiten je Projekt haben wir nicht gefunden.

Ablauf

Schritt	Inhalt	Fundstelle
1. Netzanschlussbegehren	Antrag beim Netzbetreiber mit Leistung, Standort und Anlagendaten	§ 8 Abs. 5 EEG
2. Zeitplan	Netzbetreiber nennt unverzüglich die Arbeitsschritte und fehlende Informationen	§ 8 Abs. 5 Satz 1 und 2 EEG
3. Netzverträglichkeitsprüfung	Ergebnis spätestens acht Wochen nach Eingang der erforderlichen Informationen, mit Zeitplan für den Anschluss, Netzdaten und Kostenvoranschlag	§ 8 Abs. 6 EEG
4. Bau	Anschlussleitung, Übergabestation, gegebenenfalls Umspannwerk; Netzausbau durch den Netzbetreiber	§§ 12, 16, 17 EEG
5. Nachweise und Inbetriebnahme	Einheitenzertifikate, Anlagenzertifikat, Konformitätserklärung; Steuerbarkeit der Anlage	§ 2 NELEV, § 9 EEG

Verknüpfungspunkt. Gesetzlich gilt der Punkt mit der kürzesten Luftlinie in geeigneter Spannungsebene, wenn kein anderer Punkt technisch und wirtschaftlich günstiger ist (§ 8 Abs. 1 Satz 1 EEG). Der Anlagenbetreiber darf einen anderen Punkt wählen, sofern die Mehrkosten des Netzbetreibers unerheblich sind (§ 8 Abs. 2 Satz 1 EEG). Der Netzbetreiber darf einen anderen Punkt zuweisen (§ 8 Abs. 3 EEG). Dann trägt er die daraus entstehenden Mehrkosten (§ 16 Abs. 2 EEG).

Netzausbau. Die Anschlusspflicht besteht auch dann, wenn die Abnahme erst nach Optimierung, Verstärkung oder Ausbau des Netzes möglich ist (§ 8 Abs. 4, § 12 EEG). Die Pflicht entfällt, soweit der Ausbau wirtschaftlich unzumutbar ist (§ 12 Abs. 3 EEG). In der Praxis entscheidet der Termin des Netzausbaus oft über den Zeitpunkt der Inbetriebnahme.

Kosten

Kostenart	Wer zahlt	Fundstelle
Anschlussleitung bis zum Verknüpfungspunkt, Übergabestation, Messeinrichtungen	Anlagenbetreiber	§ 16 Abs. 1 EEG
Mehrkosten eines vom Netzbetreiber zugewiesenen anderen Verknüpfungspunkts	Netzbetreiber	§ 16 Abs. 2 EEG
Optimierung, Verstärkung, Ausbau des Netzes	Netzbetreiber	§ 17 EEG
Baukostenzuschuss für netzgekoppelte Batteriespeicher (für Speicher am Anschluss eines Solarparks nicht entschieden)	Speicherbetreiber, wenn der Netzbetreiber ihn verlangt	BGH, Beschluss vom 15.07.2025, EnVR 1/24

Für den Ausbau des Netzes sieht das EEG keine Kostenbeteiligung des Anlagenbetreibers vor (§ 17 EEG). Für netzgekoppelte Batteriespeicher darf der Netzbetreiber einen Baukostenzuschuss verlangen (BGH, EnVR 1/24). Ob das auch für einen Speicher am Anschluss eines Solarparks gilt, ist nicht entschieden. Siehe Batteriespeicher im Solarpark.

Wie hoch die Anschlusskosten sind, hängt vor allem von der Entfernung zum Verknüpfungspunkt und von der Spannungsebene ab. Ab einigen Megawatt ist meist die Mittelspannung, bei großen Parks die Hochspannung mit eigenem Umspannwerk nötig. Eine belastbare öffentliche Statistik zu Anschlusskosten und Wartezeiten haben wir nicht gefunden.

Flexible Netzanschlussvereinbarung

Netzbetreiber und Anlagenbetreiber können eine anschlussseitige Begrenzung der Einspeiseleistung vereinbaren (§ 8a Abs. 1 EEG). Die Grenze kann für Zeitfenster unterschiedlich hoch sein. Die Vereinbarung regelt Höhe, Dauer, Technik und Haftung bei Überschreitung (§ 8a Abs. 2 EEG). Liegt der günstigste Verknüpfungspunkt weiter entfernt als der nächstgelegene, muss der Netzbetreiber für diesen Punkt prüfen, ob eine solche Vereinbarung grundsätzlich möglich ist (§ 8a Abs. 3 EEG).

Einspeisegrenze in % der Modulleistung	Verlust Süd 37°	Verlust Tracker
80 %	0,1 %	0 %
70 %	1,2 %	0,6 %
60 %	4,6 %	4,2 %
50 %	11,1 %	11,7 %

Eigene Auswertung: Stundenwerte aus PVGIS 5.3 für Leipzig 2023 mit 14 % Systemverlusten, gekappt an der jeweiligen Grenze. Stundenwerte glätten kurze Spitzen. Mit Viertelstunden oder Minutenwerten wäre der Verlust etwas höher. Die gekappte Energie fällt in die Mittagsstunden mit meist niedrigen Preisen. Ein Speicher am selben Anschluss kann einen Teil davon später einspeisen.

Abregelung und Ausgleich

Anlagen ab 100 kW und fernsteuerbare Anlagen müssen auf Aufforderung des Übertragungsnetzbetreibers ihre Einspeisung anpassen (§ 13a Abs. 1 EnWG). Verteilernetzbetreiber haben dieselben Befugnisse (§ 14 Abs. 1 EnWG). Für Solarparks im Verteilnetz ist das der Regelfall. Das nennt man Redispatch. Die Anpassung ist angemessen finanziell auszugleichen. Angemessen ist der Ausgleich, wenn der Betreiber wirtschaftlich weder besser noch schlechter steht als ohne die Maßnahme (§ 13a Abs. 2 Satz 1 und 2 EnWG).

Davon zu trennen sind zwei andere Fälle:

• Negative Preise. Bei negativen Preisen entfällt die Marktprämie (§ 51 EEG). Das ist keine Maßnahme des Netzbetreibers. Ein Ausgleich nach § 13a EnWG kommt deshalb nicht in Betracht. Siehe Negative Strompreise.
• Vereinbarte Begrenzung. Was durch eine flexible Netzanschlussvereinbarung nicht eingespeist werden darf, ist kein Redispatch.

Für die Steuerung braucht die Anlage technische Einrichtungen, mit denen der Netzbetreiber die Ist-Einspeisung abrufen und die Leistung ferngesteuert reduzieren kann (§ 9 Abs. 1 und 2 EEG). Davon zu unterscheiden ist die feste Begrenzung auf 60 % der installierten Leistung aus dem Solarspitzengesetz: Bis zum Einbau eines intelligenten Messsystems und einer Steuerungseinrichtung und zur ersten erfolgreichen Testung der Ansteuerbarkeit gilt sie für Anlagen ab 25 kW und unter 100 kW sowie für Anlagen unter 25 kW, jeweils wenn sie der Einspeisevergütung oder dem Mieterstromzuschlag zugeordnet sind (§ 9 Abs. 2 Satz 1 Nr. 2 Buchst. b und Nr. 3 EEG, Wortlaut am 13.10.2026 geprüft). Für Solarparks in der Direktvermarktung gilt sie nicht. Die Begrenzung nach § 8a EEG ist dagegen freiwillig vereinbart.

Beispielrechnung

Beispiel mit angenommenen Werten. Ertrag und Kappungsverlust stammen aus der Auswertung oben. Erlös und Preisabschlag sind gesetzt. Keine Aussage über eine konkrete Anlage.

Ein Park mit 10 MWp erhält einen schnelleren Anschluss, wenn er die Einspeisung auf 7 MW begrenzt.

Position	Wert
Jahresertrag ohne Begrenzung	10.000 kWp × 1.030,8 kWh = 10.308 MWh
Verlust bei 70 % Grenze (rund 1,2 %, genau 1,15 %)	119 MWh
Erlös je MWh (angenommen)	47,90 €
Erlösverlust im Jahr	rund 5.700 €
Erlös je Monat früherer Inbetriebnahme (Jahreserlös / 12)	rund 41.100 €

Was das heißt: Im Beispiel kostet die Begrenzung im Jahr weniger als der Erlös eines einzigen Monats früheren Netzanschlusses. Ob sich eine Begrenzung lohnt, hängt davon ab, wie viel früher oder günstiger der Anschluss tatsächlich wird.

So rechnet Wattvestor

Die Methodik prüft, ob eine Netzanschlusszusage mit Termin vorliegt, und markiert Angebote ohne Zusage. Eine vereinbarte Einspeisegrenze wird im Ertrag (K3) berücksichtigt. Für Ihre eigene Prüfung: Lassen Sie sich Netzanschlusszusage, Ergebnis der Netzverträglichkeitsprüfung, Kostenvoranschlag, Lage des Verknüpfungspunkts und gegebenenfalls die flexible Netzanschlussvereinbarung zeigen. Die Registrierung im Marktstammdatenregister zeigt, ob die Anlage bereits in Betrieb ist.

Häufige Fragen

Wer zahlt den Netzanschluss eines Solarparks?

Die notwendigen Kosten des Anschlusses bis zum Verknüpfungspunkt und der Messeinrichtungen trägt der Anlagenbetreiber (§ 16 Abs. 1 EEG). Die Kosten für Optimierung, Verstärkung und Ausbau des Netzes trägt der Netzbetreiber (§ 17 EEG). Weist der Netzbetreiber einen anderen Verknüpfungspunkt zu, trägt er die Mehrkosten (§ 16 Abs. 2 EEG).

Wie lange dauert es bis zur Antwort des Netzbetreibers?

Nach dem Netzanschlussbegehren muss der Netzbetreiber unverzüglich einen Zeitplan für die Bearbeitung übermitteln (§ 8 Abs. 5 EEG). Das Ergebnis der Netzverträglichkeitsprüfung muss er unverzüglich, spätestens acht Wochen nach Eingang der erforderlichen Informationen übermitteln (§ 8 Abs. 6 EEG). Wie lange der Bau des Anschlusses dauert, regelt das Gesetz nicht.

Was ist eine flexible Netzanschlussvereinbarung?

Netzbetreiber und Anlagenbetreiber vereinbaren eine Obergrenze für die Einspeiseleistung, die auch nach Zeitfenstern variieren kann (§ 8a EEG). Der Betreiber muss die Grenze technisch sicherstellen. Das kann einen schnelleren oder günstigeren Anschluss ermöglichen.

Bekommt ein Solarpark Geld, wenn er abgeregelt wird?

Bei einer Anpassung im Rahmen des Redispatch ist der Betreiber angemessen finanziell auszugleichen. Er soll wirtschaftlich weder besser noch schlechter stehen als ohne die Maßnahme (§ 13a Abs. 2 EnWG). Für das Fehlen der Marktprämie bei negativen Preisen gibt es diesen Ausgleich nicht.

Was ist ein Anlagenzertifikat?

Ein Nachweis einer akkreditierten Zertifizierungsstelle, dass die Anlage die technischen Anschlussregeln einhält. Für Erzeugungsanlagen der Typen B und C ist es Teil des Nachweisdokuments (§ 2 Abs. 2 und 2a NELEV). Ohne die Nachweise ist keine endgültige Betriebserlaubnis möglich.

Quellen

1. § 8 EEG 2023: https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__8.html, abgerufen am 13.10.2026
2. § 8a EEG 2023: https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__8a.html, abgerufen am 13.10.2026
3. § 9 EEG 2023: https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__9.html, abgerufen am 13.10.2026
4. § 12 EEG 2023: https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__12.html, abgerufen am 13.10.2026
5. § 16 EEG 2023: https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__16.html, abgerufen am 13.10.2026
6. § 17 EEG 2023: https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__17.html, abgerufen am 13.10.2026
7. § 13a EnWG: https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005/__13a.html, abgerufen am 13.10.2026
8. § 2 NELEV: https://www.gesetze-im-internet.de/nelev/__2.html, abgerufen am 13.10.2026
9. PVGIS seriescalc, Leipzig, 2023, Süd 37°: https://re.jrc.ec.europa.eu/api/v5_3/seriescalc?lat=51.34&lon=12.375&peakpower=1&loss=14&angle=37&aspect=0&pvcalculation=1&startyear=2023&endyear=2023&raddatabase=PVGIS-SARAH3&outputformat=json, abgerufen am 13.10.2026; Tracker mit trackingtype=1; Auswertung eigene Rechnung
10. Bundesgerichtshof, Pressemitteilung zu EnVR 1/24: https://www.bundesgerichtshof.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2025/2025129.html, abgerufen am 13.10.2026
11. § 14 EnWG, Aufgaben der Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen: https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005/__14.html, abgerufen am 13.10.2026
12. § 9 EEG 2023, Technische Vorgaben: https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__9.html, abgerufen am 13.10.2026

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