Netzentgelte für Einspeiser ab 2029: Was das geplante Einspeiseentgelt einen Solarpark kostet und wer Bestandsschutz hat

Ein Solarpark zahlt heute für seinen Netzanschluss einmal: die Leitung bis zum Verknüpfungspunkt und die Technik dort. Laufende Netzentgelte zahlen nur die Verbraucher am anderen Ende. Die Stromnetzentgeltverordnung sagt das in einem Satz: Für die Einspeisung elektrischer Energie sind keine Netzentgelte zu entrichten. Diese Regel läuft Ende 2028 aus. Die Bundesnetzagentur hat im August 2026 einen Entwurf vorgelegt, der sie ersetzt.

Für Anleger ist das keine ferne Regulierungsfrage. Ein Solarpark, der heute gebaut oder gekauft wird, läuft weit über 2029 hinaus. Ob er ein Einspeiseentgelt zahlt, ab wann und wie viel, gehört deshalb in jedes Ertragsmodell. Die gute Nachricht vorweg: Der Entwurf schützt bestehende und weit fortgeschrittene Anlagen großzügig. Die Prüfaufgabe: Dieser Schutz hängt an Daten und Nachweisen, die man kennen muss.

Müssen Solarparks künftig Netzentgelte zahlen?

Ja, wenn der Entwurf so beschlossen wird und der Park keinen Bestandsschutz hat. Zahlen müssen Betreiber von Erzeugungsanlagen, deren installierte Bruttoleistung laut Marktstammdatenregister 30 Kilowatt überschreitet (Tenorziffer 9.1). Die 30 Kilowatt sind eine Freigrenze, kein Freibetrag: Wer darüber liegt, zahlt auf die ganze Kapazität (Rn. 332). Ausgenommen sind Steckersolargeräte und Prosumer in der Niederspannung mit weniger als 100.000 Kilowattstunden Verbrauch, die stattdessen einen Aufschlag auf ihren Grundpreis zahlen.

Für einen Solarpark heißt das: Jede Freiflächenanlage liegt weit über der Schwelle. Ob sie zahlt, entscheidet sich allein an der Übergangsregel. Die neue Entgeltsystematik gilt ab dem 1. Januar 2029 (Tenorziffer 1.2); vorher fällt für niemanden ein Einspeiseentgelt an.

Warum fällt die Befreiung der Einspeiser weg?

Weil die Verordnung, die sie trägt, Ende 2028 außer Kraft tritt und die Entscheidung seitdem bei der Bundesnetzagentur liegt. Die Befreiung steht in § 15 Abs. 1 Satz 3 der Stromnetzentgeltverordnung. Diese Verordnung endet mit Ablauf des 31. Dezember 2028; so hat es der Gesetzgeber Ende 2023 festgelegt (Art. 15 Abs. 3 des Gesetzes vom 22.12.2023, BGBl. 2023 I Nr. 405). Hintergrund ist ein Urteil des Europäischen Gerichtshofs vom 2. September 2021 (C-718/18): Deutschland hatte die Methoden der Netzentgeltbildung zu weitgehend selbst in Verordnungen geregelt, obwohl das EU-Recht sie der unabhängigen Regulierungsbehörde zuweist.

Seitdem legt die Bundesnetzagentur die Entgeltsystematik selbst fest, gestützt auf § 21 Abs. 3 des Energiewirtschaftsgesetzes. Das Verfahren dazu heißt AgNes (Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom) und läuft seit Mai 2025. Die Behörde begründet die Beteiligung der Einspeiser damit, dass das Netz auch für die Einspeisespitzen ausgelegt werden muss; trügen allein die Verbraucher diese Kosten, würde die Einspeiseseite künstlich verbilligt (Rn. 365). Ob man das teilt oder nicht: Eine Fortschreibung der heutigen Vollbefreiung über 2028 hinaus ist im Entwurf nicht vorgesehen.

Wie wird das Einspeiseentgelt berechnet?

Als fester Betrag je Kilowatt und Jahr, bundesweit einheitlich, abgerechnet auf die vertraglich vereinbarte Einspeisekapazität des Netzanschlusses. Es kommt also weder auf die erzeugten Kilowattstunden an noch auf die Modulleistung, sondern auf die Leistung, die der Anschlussvertrag dem Park zugesteht (Tenorziffer 9.4). Das Geld zieht der Anschlussnetzbetreiber ein und reicht es an die Übertragungsnetzbetreiber weiter. Dort senkt es die bundeseinheitlichen Übertragungsnetzentgelte, die alle Verbraucher zahlen.

Den Satz ermitteln die vier Übertragungsnetzbetreiber nach einer Formel aus dem Entwurf (Tenorziffer 9.3). Im Zähler stehen drei Posten: eine Grundkomponente von 0,50 Euro je eingespeister Megawattstunde, die Hälfte der Kosten für Regelenergie und die Hälfte der Kosten für Verlustenergie im Übertragungsnetz. Im Nenner steht die Summe der vereinbarten Einspeisekapazitäten aller betroffenen Anlagen. Gerechnet wird mit Ist-Werten von vor zwei Jahren, geglättet über ein rollierendes Mittel von fünf Jahren. Den Satz für das Folgejahr müssen die Übertragungsnetzbetreiber bis zum 15. Oktober veröffentlichen (Tenorziffer 9.2).

Warum gerade 0,50 Euro? Weil das EU-Recht die Übertragungsentgelte für Erzeuger begrenzt. Nach Anhang Teil B der Verordnung (EU) Nr. 838/2010 dürfen sie in Deutschland im Jahresmittel 0 bis 0,5 Euro je ins Übertragungsnetz eingespeister Megawattstunde betragen. Entgelte für Hilfsdienste und für spezifische Netzverluste zählen nicht mit. Die Bundesnetzagentur setzt die Grundkomponente deshalb auf genau diese 0,50 Euro und legt Regel- und Verlustenergie, die unter die Ausnahmen fallen, zur Hälfte obendrauf (Rn. 375 bis 383).

Für Anleger ist ein Detail wichtiger als die Formel: Der Anschlussvertrag wird zur Kostenstelle. Wer mehr Einspeisekapazität vereinbart, als er braucht, zahlt jedes Jahr dafür. Wer sie überschreitet, riskiert nach den Überlegungen der Behörde eine Strafzahlung oder eine Abregelung ohne Entschädigung (Rn. 385). Und wer mehr Module installiert, als der Anschluss abnimmt, zahlt dafür nichts extra, solange die vereinbarte Kapazität nie überschritten wird (Rn. 386).

Wie hoch wird das Einspeiseentgelt?

Nach den Angaben der Bundesnetzagentur zu Beginn voraussichtlich 4 bis 7 Euro je Kilowatt und Jahr. Die Spanne stammt aus den Orientierungspunkten vom Februar 2026: 4 Euro, wenn nur Kosten der Übertragungsnetze einfließen, 7 Euro, wenn auch Verluste der Verteilnetze hinzukämen. Der Entwurf vom August nimmt nur die Übertragungsnetzkosten. Seine eigene Modellrechnung mit Werten von 2020 bis 2026 zeigt, wie stark der Jahreswert schwankt und was die Glättung daraus macht:

Zwei Dinge lassen sich daraus ablesen. Erstens schwankt der Jahreswert vor allem mit den Kosten für Verlustenergie, die 2023 und 2024 mit den Strompreisen stiegen; das Fünfjahresmittel dämpft das deutlich. Zweitens wächst der Nenner mit jedem Gigawatt Zubau. Steigen die Kosten nicht im selben Tempo, sinkt der Satz je Kilowatt. Eine Garantie ist das nicht: Die Branche hatte gefordert, den Satz für die Projektlaufzeit festzuschreiben; die Behörde hat das abgelehnt (Rn. 389). Für ihre eigene Prognose der Einnahmen rechnet sie mit 5 Euro je Kilowatt (Rn. 369 f.); diesen Wert nehmen wir unten als mittleren Fall.

Welche Solarparks bleiben vom Einspeiseentgelt verschont?

Solarparks, die vor der Bekanntgabe der Festlegung in Betrieb gehen oder für die vorher die endgültige Investitionsentscheidung fiel, zahlen erst nach 20 Jahren ab Inbetriebnahme (Tenorziffer 17.4). Als Tag der Bekanntgabe bestimmt der Entwurf den 1. Januar 2027 (Tenorziffer 20). Für die Investitionsentscheidung gibt es zwei Wege:

• Mit EEG-Zuschlag: Bei Ausschreibungen mit pönalisierter Realisierungspflicht gilt der Gebotstermin als Tag der Investitionsentscheidung, ab dem das Gebot nicht mehr zurückgenommen werden kann. Eine in der Ausschreibung vorgesehene längere Realisierungsfrist schadet nicht. Ein Park mit Zuschlag aus einem Gebotstermin bis Dezember 2026 ist danach geschützt, auch wenn er erst nach August 2029 ans Netz geht.
• Ohne Ausschreibung, etwa bei einem Park, der allein über einen Stromliefervertrag finanziert wird: Hier müssen verbindliche Bestellungen über mindestens die Hälfte des Investitionsvolumens vorliegen, von denen sich der Betreiber nicht ohne wesentlichen Vermögensschaden lösen kann (Tenorziffer 2 Nr. 1). Zusätzlich muss der Park bis zum 4. August 2029 in Betrieb gehen.

In beiden Fällen muss der Betreiber die Investitionsentscheidung dem Netzbetreiber bis zum 31. März 2027 nachweisen. Als Inbetriebnahme zählt die nach dem jeweiligen Fachrecht, beim Solarpark also die nach EEG; ein Probebetrieb reicht nicht. Wer später Module oder Wechselrichter tauscht, verschiebt den Zeitpunkt nicht. Was im EEG als Inbetriebnahme gilt und welche Unterlagen sie belegen, steht in Inbetriebnahmedatum beim Solarpark: welches Datum Vergütung, Fristen und Abschreibung festlegt.

Der Schutz knüpft an die Anlage und ihr Inbetriebnahmedatum an, nicht an den Betreiber. Wer einen bestehenden Park oder Anteile daran kauft, prüft also das Datum der Anlage, nicht das seines Kaufvertrags. Wie sich Bestandsanlage und Neubau aus Anlegersicht sonst unterscheiden, zeigt Bestandssolarpark oder Neubau: Was ändert sich, wenn die Anlage schon läuft?.

Eine Folge der Regel wird leicht übersehen. Für einen Park mit EEG-Zuschlag läuft die Marktprämie 20 Jahre ab Inbetriebnahme (§ 25 Abs. 1 EEG); die Verlängerung bis zum Jahresende gilt nur für Anlagen mit gesetzlich bestimmtem Wert. Die Schonfrist beim Einspeiseentgelt endet also am selben Tag wie die Förderung. Ab dem 21. Betriebsjahr verliert der Park die Marktprämie und zahlt zugleich das Entgelt. Wer den Weiterbetrieb rechnet, wie in Solarpark nach 20 Jahren: Weiterbetrieb, Repowering oder Rückbau? beschrieben, muss beides in dasselbe Jahr setzen.

Was kostet das Einspeiseentgelt die Rendite eines Solarparks?

Bei 5 Euro je Kilowatt und voller Einspeisekapazität rund 5.000 Euro je Megawattpeak und Jahr, knapp 10 Prozent der Erlöse. Das ist unsere eigene Rechnung mit offengelegten Annahmen: ein Park mit 1.000 Megawattstunden möglicher Erzeugung je Megawattpeak, davon 759 vergütet außerhalb negativer Stunden; der Jahreserlös liegt bei 51.498 Euro bei einem anzulegenden Wert von 4,79 Cent, berechnet mit dem Erzeugungsprofil und den Preisen von 2025. Die Erlösseite stammt aus derselben Rechnung wie in Direktvermarktungsvertrag beim Solarpark: was Anleger vor der Unterschrift prüfen sollten.

Der größte Hebel liegt in der Auslegung. Weil das Entgelt an der vereinbarten Einspeisekapazität hängt, zahlt ein Park, der seinen Anschluss mit Modulen überbaut, je Megawattpeak weniger. Bei einem Verhältnis von Modul- zu Anschlussleistung von 1,4 sind es knapp 29 Prozent weniger. Der Preis dafür ist eine Kappung der Mittagsspitzen. Nach unserer Auswertung in Süd, Ost-West oder vertikal: Welche Auslegung eines Solarparks sich für Anleger rechnet kostet sie eine Süd-Anlage bei 1,4 rund 0,8 Prozent des Ertrags, aber höchstens 0,3 Prozent des Erlöses, weil die gekappten Stunden die billigsten sind.

Über 20 Jahre summiert sich das. Abgezinst mit 5 Prozent sind 5 Euro je Kilowatt und Jahr heute rund 62 Euro je Kilowatt wert, mit 7 Prozent rund 53 Euro. Über die Spanne von 4 bis 7 Euro und beide Zinssätze wirkt das Entgelt bei voller Einspeisekapazität also so, als hätte der Park rund 40 bis 90 Euro je Kilowattpeak mehr gekostet. Gemessen an Baukosten von 600 bis 900 Euro je Kilowattpeak ist das spürbar, aber kein Grund, einen sonst guten Park zu verwerfen.

Stärker trifft es den Anleger, weil das Entgelt vor dem Kapitaldienst anfällt. In unserem Beispiel aus Abregelung beim Solarpark: wann der Netzbetreiber zahlt und wann nicht erlöst ein Park mit 5 Megawatt 260.000 Euro im Jahr. Davon gehen 156.000 Euro in Zins und Tilgung. Es bleibt ein Cashflow auf das Eigenkapital von 104.000 Euro, vor Betriebskosten und Steuern. Ein Entgelt von 5 Euro je Kilowatt auf 5 Megawatt Einspeisekapazität sind 25.000 Euro. Es senkt diesen Cashflow um 24 Prozent; bei einem DC/AC-Verhältnis von 1,4 um gut 17 Prozent, bei 7 Euro und voller Kapazität um gut ein Drittel. Für einen neuen Park ohne Bestandsschutz gehört das Entgelt deshalb in die Finanzierungsrechnung, bevor die Bank den Kredit bemisst, nicht nachträglich in eine Fußnote.

Kann ein Solarpark das Einspeiseentgelt weitergeben?

Nur teilweise und nur dann, wenn es von Anfang an im Preis steckt. Die Bundesnetzagentur geht davon aus, dass Bieter in EEG-Ausschreibungen das Entgelt über höhere Gebote einpreisen und dass ungeförderte Anlagen es in die Konditionen langfristiger Stromlieferverträge aufnehmen (Rn. 359 und 360). Sie räumt zugleich ein, dass eine vollständige Weitergabe nicht immer zu erwarten ist, weil Standorte unterschiedlich günstig sind und der Wettbewerb das ausgleicht (Rn. 362).

Für einen bestehenden Zuschlag gibt es diesen Weg nicht. Der anzulegende Wert steht mit dem Zuschlag fest; an der Marktprämie ändert die Festlegung nichts. Für Parks, die ab 2027 bieten, können Bieter das Entgelt in ihre Gebote einrechnen; ob es dort vollständig ankommt, hängt am Wettbewerb in der jeweiligen Runde. Im Entwurf des EEG 2027 kommt das Einspeiseentgelt nicht vor; was dieser Entwurf an der Marktprämie ändert, steht in EEG 2027: Was der Refinanzierungsbeitrag für ein Solarpark-Direktinvestment bedeutet. Bei einem Stromliefervertrag entscheidet die Vertragsklausel: Ein Festpreis ohne Anpassung an neue Netzentgelte lässt das Entgelt beim Betreiber. Worauf es in solchen Verträgen sonst ankommt, beschreibt PPA verstehen: Wie Stromabnahmeverträge die Erlöse eines Solarparks planbar machen.

Was gilt für einen Batteriespeicher am Solarpark?

Netzgekoppelte Speicher zahlen nach dem Entwurf ein Kapazitätsentgelt auf ihre vereinbarte Netzanschlusskapazität, in derselben Höhe wie das Einspeiseentgelt (Tenorziffer 10.1). Ein Speicher, der mit dem Solarpark gekoppelt ist, zahlt zusammen mit der Anlage ein einheitliches Entgelt (Tenorziffer 10.2). Ein Speicher am selben Netzanschluss löst nach dieser Regel kein zweites Entgelt aus; maßgeblich bleibt die vereinbarte Einspeisekapazität des Anschlusses (Tenorziffer 9.4). Für eigenständige Speicher gilt eine eigene Übergangsregel nach § 118 Abs. 6 EnWG; die Einzelheiten stehen in Netzentgelte für Batteriespeicher: die Befreiung bis 2029 und die AgNeS-Reform.

Was kommt nach dem festen Einspeiseentgelt?

Der Entwurf kündigt zwei weitere Bausteine an, die beide noch nicht entschieden sind. Für Erzeuger in den Netz- und Umspannebenen 1 bis 5 sollen zeitlich und regional unterschiedliche, dynamische Entgelte kommen, nicht vor dem 1. Januar 2032 und spätestens ab 2035 (Tenorziffer 12.2 und 12.3). Wie sie aussehen, regelt eine eigene Festlegung. Ein Park, der vor allem in Stunden einspeist, in denen das Netz voll ist, würde dann mehr zahlen als einer, der Erzeugung verschiebt; Ost-West-Auslegung und Speicher bekämen damit einen zusätzlichen Wert.

Der zweite Baustein ist ein Baukostenzuschuss für Einspeiser, also eine einmalige Zahlung beim Anschluss. Die Bundesnetzagentur will ihn ab 2027 in einem eigenen Prozess konkretisieren. Nach ihren Orientierungspunkten bräuchte er Änderungen am EEG, am KWKG und an der Kraftwerks-Netzanschlussverordnung. Heute trägt der Betreiber die Kosten seines Anschlusses selbst und der Netzbetreiber den Ausbau des Netzes (§§ 16 und 17 EEG). Wie Netzanschluss und Anschlusskosten bei einem Solarpark heute geregelt sind, steht in Netzanschluss, Dienstbarkeit, Baurecht: Woran Sie erkennen, dass ein Direktinvestment seinen Standort wirklich gesichert hat.

Welche Fragen sollten Anleger zum Einspeiseentgelt stellen?

• Wann ist der Park in Betrieb gegangen oder wann geht er voraussichtlich in Betrieb? Mit welchem Dokument ist das belegt?
• Hat der Park einen EEG-Zuschlag? Aus welchem Gebotstermin stammt er und liegt dieser vor dem 1. Januar 2027?
• Falls kein Zuschlag: Welche Bestellungen sind verbindlich? Decken sie mindestens die Hälfte des Investitionsvolumens ab? Ist die Inbetriebnahme bis zum 4. August 2029 realistisch?
• Wer weist die Investitionsentscheidung bis zum 31. März 2027 beim Netzbetreiber nach? Erhalten Anleger eine Kopie der Bestätigung?
• Welche Einspeisekapazität steht im Netzanschlussvertrag? Wie verhält sie sich zur Modulleistung?
• Rechnet das Ertragsmodell für die Zeit ohne Bestandsschutz mit einem Einspeiseentgelt? Mit welchem Satz?
• Enthält ein Stromliefervertrag eine Klausel, die neue Netzentgelte an den Abnehmer weitergibt?
• Ist das Entgelt im Modell für den Weiterbetrieb nach 20 Jahren enthalten, im selben Jahr, in dem die Marktprämie endet?

Allgemeine Prüfpunkte für jeden Anbieter stehen in Woran Sie einen seriösen Anbieter für Energie-Direktbeteiligungen erkennen.

Wie wir Projekte auf das Einspeiseentgelt prüfen

Bei jedem Solarpark, den wir Anlegern vorstellen, halten wir den Status beim Einspeiseentgelt fest: geschützt durch Inbetriebnahme, geschützt durch Gebotstermin, geschützt durch nachgewiesene Bestellungen oder ungeschützt. Für die ersten drei Fälle wollen wir das Dokument sehen, auf das sich der Schutz stützt. Beim dritten gehört der Nachweis beim Netzbetreiber dazu. Für ungeschützte Parks und für die Jahre nach dem 20. Betriebsjahr rechnen wir das Entgelt mit 5 Euro je Kilowatt vereinbarter Einspeisekapazität ein und zeigen zusätzlich den Fall mit 7 Euro. Sobald die Bundesnetzagentur die Festlegung beschließt, gleichen wir die Annahmen ab und aktualisieren diesen Beitrag.

Renditezusagen geben wir dabei keine. Wir zeigen, welche Zahl auf welcher Annahme steht. Was einen Solarpark als Direktinvestment insgesamt ausmacht, ordnet In Solarparks investieren: Erlöse, Kosten und Steuerhebel im Überblick ein. Genau das prüfen wir mit Ihnen in einem unverbindlichen Erstgespräch, gern anhand eines konkreten Exposés.