Überbauung des Netzanschlusses: Was mehr Module als Anschlussleistung für Ertrag und Anleger bedeuten

Ein Solarpark mit 1,4 Megawattpeak Modulen, der höchstens 1 Megawatt ins Netz einspeisen darf: Für Laien klingt das nach verschenktem Geld. Tatsächlich ist es seit Jahren übliche Praxis. Module liefern ihre Nennleistung nur an wenigen klaren Mittagen; den größten Teil des Jahres bleibt ein Netzanschluss, der auf die volle Modulleistung ausgelegt ist, zur Hälfte ungenutzt. Wer mehr Module an denselben Anschluss baut, verliert an diesen Mittagen etwas Strom und gewinnt in allen anderen Stunden.

Für Anleger ist das Thema in den letzten Monaten handfester geworden. Seit Februar 2025 können Betreiber die Einspeisegrenze vertraglich mit dem Netzbetreiber festschreiben; der Strom darüber ist dann nicht mehr abnahmepflichtig. Der Entwurf des sogenannten Netzpakets will die Überbauung für neue Freiflächenanlagen zur Pflicht machen. Wer in einen Solarpark investiert, sollte deshalb wissen, wie hoch sein Park überbaut ist, was das kostet und was im Anschlussvertrag steht.

Was heißt es, wenn ein Solarpark seinen Netzanschluss überbaut?

Es heißt, dass die Leistung der Module größer ist als die Leistung, die der Park am Netzverknüpfungspunkt einspeisen darf. Zwei Zahlen stehen dabei gegeneinander. Die installierte Leistung ist nach dem EEG die Nennleistung der Module in Gleichstrom (§ 3 Nr. 31 EEG); auf die Wechselrichter kommt es dafür nicht an, wie die Clearingstelle EEG|KWKG festhält. Die vereinbarte Einspeiseleistung steht im Netzanschlussvertrag und begrenzt, was in Wechselstrom ins Netz fließen darf.

Das Verhältnis beider Werte heißt in Gutachten meist DC/AC-Verhältnis. Ein Wert von 1,0 bedeutet keine Überbauung, 1,43 bedeutet eine Einspeisegrenze bei 70 Prozent der Modulleistung, 2,0 doppelt so viel Modul- wie Anschlussleistung. Überbauung ist dabei längst der Normalfall: Nach Fraunhofer ISE liegt die Modulleistung in Deutschland im Mittel knapp 10 Prozent über der Wechselrichterleistung; bei großen Süd-Kraftwerken speisen die Wechselrichter typischerweise mit rund 85 Prozent der Modulleistung ein, also bei einem Verhältnis von etwa 1,18.

Die Grenze kann auf drei Wegen entstehen: durch kleiner dimensionierte Wechselrichter, durch eine Leistungsregelung am Verknüpfungspunkt oder durch eine vertragliche Vereinbarung mit dem Netzbetreiber. Für die Kilowattstunden ist das gleich. Rechtlich macht es einen Unterschied, den der Abschnitt zu § 8a EEG erklärt.

Warum bauen Projekte mehr Module, als der Anschluss abnimmt?

Weil der Netzanschluss das knappste Teil eines Solarparks ist. Netzbetreiber arbeiten Anschlussbegehren der Reihe nach ab und kommen mit der Menge nicht nach. Allein für Batteriespeicher ab der Mittelspannung gingen 2024 nach Angaben der Bundesnetzagentur rund 9.700 Anschlussanfragen über zusammen etwa 400 Gigawatt ein; zugesagt wurden im selben Jahr rund 25 Gigawatt. Die Bundesregierung beschreibt in der Begründung zum Netzpaket dieselbe Größenordnung und nennt sie eine Antragsflut, die andere Anschlusspetenten blockiert.

Wer einen Anschlusspunkt hat, will ihn deshalb möglichst viele Stunden im Jahr nutzen. Hinzu kommt der Preis: Die Stunden, in denen die Module mehr liefern könnten, als der Anschluss abnimmt, sind sonnige Mittage im Frühjahr und Sommer. Dann ist Solarstrom am Großhandelsmarkt am billigsten. Immer häufiger ist der Preis sogar negativ; dann wird ein neuer Park ohnehin abgeregelt, wie Negative Strompreise: Was sie für PV- und Speicher-Anleger bedeuten erklärt. Was an diesen Mittagen gekappt wird, ist also wenig wert.

Wie viel Strom und Erlös kostet die Kappung?

Weniger, als die meisten erwarten, solange die Überbauung moderat bleibt. Wir haben dafür einen Netzanschluss von 1 Megawatt festgehalten und die Modulleistung schrittweise von 1,0 auf 2,0 Megawattpeak erhöht, einmal für eine Süd-Anlage mit 25 Grad Neigung und einmal für eine Ost-West-Anlage mit 15 Grad. Grundlage sind stündliche Erzeugungsprofile für einen Standort in der Mitte Deutschlands und die tatsächlichen Day-Ahead-Preise der Jahre 2024 und 2025. In Stunden mit negativem Preis speist der Park nicht ein, wie es für neue Anlagen nach § 51 EEG üblich ist.

Zwei Muster fallen auf. Erstens verliert der Park immer weniger Erlös als Ertrag, weil die gekappten Stunden die billigsten des Jahres sind; 2025 war dieser Effekt wegen der vielen Mittagsstunden mit sehr niedrigen Preisen noch stärker als 2024. Zweitens kommt es stark auf die Ausrichtung an. Eine Süd-Anlage erreicht in unserem Profil in 182 Stunden mehr als 70 Prozent ihrer Modulleistung, eine Ost-West-Anlage nur in 8 Stunden. Ihre Erzeugung ist flacher über den Tag verteilt, deshalb kann sie bis 1,43 praktisch verlustfrei überbaut werden. Die Gründe für diese Profile erklärt Süd, Ost-West oder vertikal: Welche Auslegung eines Solarparks sich für Anleger rechnet.

Eine Einschränkung gehört dazu: Stundenwerte glätten kurze Leistungsspitzen, etwa wenn die Sonne zwischen Wolken hervorkommt und die Module für Minuten mehr liefern als im Stundenmittel. In der Realität fällt die Kappung deshalb etwas höher aus als in der Tabelle. Ein Ertragsgutachten sollte sie in Viertelstunden- oder Minutenauflösung rechnen.

Rechnet sich das zusätzliche Modul für den Anleger?

In der Regel ja, bis weit über 1,4 hinaus, aber jedes weitere Modul bringt etwas weniger als das vorige. Die richtige Frage lautet deshalb nicht, wie viel Prozent verloren gehen, sondern was das zusätzliche Kilowattpeak noch erlöst und was es kostet. Die folgende Tabelle zeigt das für die Süd-Anlage, bezogen auf 1 Kilowatt Netzanschluss.

Bis 1,43 erlöst jedes zusätzliche Kilowattpeak fast so viel wie das erste. Der Erlös je Kilowattpeak des ganzen Parks sinkt dabei kaum: von 57,3 auf 57,1 Euro, bei 2,0 auf 54,3 Euro. Zwischen 1,6 und 2,0 sind es 2025 noch 78 Prozent, mit den Preisen von 2024 nur 72 Prozent. Der Anschluss dagegen wird deutlich besser genutzt: Bei 2,0 speist er fast doppelt so viele Kilowattstunden im Jahr ein wie ohne Überbauung.

Für die Rendite heißt das: Das zusätzliche Modul braucht keinen zusätzlichen Netzanschluss, kein größeres Umspannwerk und meist keinen weiteren Trafo. Kostet ein zusätzliches Kilowattpeak deutlich weniger als ein durchschnittliches Kilowattpeak des Parks, lohnt es sich auch dann, wenn es nur drei Viertel erlöst. Zwei Gegenargumente gehören ehrlich dazu. Mehr Module binden mehr Kapital und mehr Fläche. Außerdem sinkt der Ertrag je Kilowattpeak. Wer einen Park nach Kaufpreis je Kilowattpeak vergleicht, muss deshalb wissen, wie hoch er überbaut ist; zwei Parks mit gleichem Preis je Kilowattpeak können sehr unterschiedlich viel einspeisen.

Daraus folgt die wichtigste Prüfaufgabe: Das Ertragsgutachten muss die Kappung an der Einspeisegrenze enthalten. Ein Gutachten, das nur die Modulleistung mit dem spezifischen Ertrag des Standorts multipliziert, überschätzt einen stark überbauten Park. Wie man ein Gutachten liest, beschreibt Ertragsgutachten lesen: Was P50 und P90 für ein Solarpark-Direktinvestment bedeuten.

Was regeln § 8a EEG und § 17 Abs. 2b EnWG?

Sie erlauben es, die Einspeisegrenze eines Netzanschlusses vertraglich mit dem Netzbetreiber festzulegen. Beide Vorschriften kamen mit dem sogenannten Solarspitzengesetz (BGBl. 2025 I Nr. 51) und gelten seit dem 25. Februar 2025. § 8a EEG betrifft Erneuerbare-Energien-Anlagen, § 17 Abs. 2b EnWG alle Anschlussnehmer, also auch Speicher und Verbraucher.

Nach § 8a Abs. 1 EEG können Netzbetreiber und Anlagenbetreiber eine anschlussseitige Begrenzung der maximalen Wirkleistungseinspeisung vereinbaren. Die Grenze kann dauerhaft gelten oder nur in bestimmten Zeitfenstern; sie darf je Zeitfenster unterschiedlich hoch sein. Der Betreiber muss sie jederzeit technisch sicher einhalten. § 17 Abs. 2b EnWG unterscheidet zusätzlich statische und dynamische Begrenzungen; nach der Gesetzesbegründung sind auch Modelle möglich, in denen der Netzbetreiber die Leistung je nach Netzlage bis auf einen vereinbarten Sockel absenkt.

Was in der Vereinbarung stehen muss, zählt § 8a Abs. 2 EEG auf: die Höhe der Grenze, gegebenenfalls die Zeitfenster, die Dauer und was danach gilt, die technische Umsetzung, die Haftung bei Überschreitung und, wenn sich mehrere Betreiber einen Verknüpfungspunkt teilen, deren Einverständnis. Für diesen Fall verlangt das Gesetz außerdem Regeln zur gemeinsamen Verantwortung und eine gesamtschuldnerische Haftung.

Drei Punkte sind für Anleger entscheidend. Erstens ist die Vereinbarung freiwillig: Der Netzbetreiber kann sie anbieten, muss es aber nicht. Er muss nur prüfen, ob sie am nächstgelegenen Verknüpfungspunkt möglich wäre, wenn er einen weiter entfernten zuweist (§ 8a Abs. 3 EEG). Zweitens erlaubt § 8 Abs. 2 EEG ausdrücklich, einen Verknüpfungspunkt mitzunutzen, an dem schon eine andere Anlage hängt, sofern deren Betreiber zustimmt; in der Branche heißt das Cable Pooling.

Der dritte Punkt ist für Anleger der wichtigste: Besteht eine flexible Netzanschlussvereinbarung, muss der Netzbetreiber nur den Strom abnehmen, der innerhalb der vereinbarten Grenze erzeugt wird (§ 11 Abs. 1 Satz 3 EEG). Was darüber liegt, fällt aus der Abnahmepflicht heraus. Daraus folgt, dass Kappung an der vereinbarten Grenze keine Abregelung durch den Netzbetreiber ist, für die es nach § 13a EnWG eine Entschädigung gäbe; sie ist eine Folge der eigenen Auslegung. Wird der Park dagegen unterhalb der Grenze wegen eines Netzengpasses heruntergeregelt, gelten die üblichen Regeln aus Abregelung beim Solarpark: wann der Netzbetreiber zahlt und wann nicht. Bei dynamischen Modellen kommt es auf den Vertrag an; eine ausdrückliche Entschädigungsregel enthalten § 8a EEG und § 17 Abs. 2b EnWG dafür nicht.

Was ändert sich, wenn das Netzpaket kommt?

Für neue Freiflächenanlagen würde die Überbauung zur Pflicht. Nach dem Regierungsentwurf besteht der Anspruch auf Netzanschluss für Freiflächen-Solaranlagen, die ab dem 1. Januar 2027 angeschlossen werden, nur noch mit einer Einspeisegrenze von 70 Prozent der installierten Leistung (§ 8 Abs. 1 Satz 4 EEG-E, Drucksache 21/7866, S. 14). Hängen mehrere Anlagen an einem Verknüpfungspunkt, gilt die Grenze für ihre gemeinsame Einspeisung. Laut Begründung soll sie dauerhaft und unabhängig von Engpässen gelten und Anreize für Ost-West-Anlagen mit Speicher setzen (S. 58).

Übersetzt in unsere Rechnung: Eine Grenze von 70 Prozent entspricht einem DC/AC-Verhältnis von 1,43. Eine Süd-Anlage verliert dadurch rund 1 Prozent ihres Ertrags und 0,3 bis 0,8 Prozent ihres Erlöses, eine Ost-West-Anlage praktisch nichts. Große Süd-Parks liegen nach Fraunhofer ISE heute typischerweise um 1,18; für sie bedeutet die Grenze einen kleinen Ertragsverlust oder, anders gelesen, die Chance, am selben Anschluss mehr Module zu bauen. Bestehende Parks wären nicht betroffen, weil die Regel an den Anschluss ab 2027 anknüpft.

Offen ist vor allem der Übergang. Der Bundesrat hat verlangt, die Grenze erst ab 2030 anzuwenden, sie auf kapazitätslimitierte Netzgebiete zu beschränken und Projekte auszunehmen, die bis Ende 2026 genehmigt oder vollständig beantragt sind. Die Bundesregierung lehnt die Beschränkung auf Engpassgebiete ab, prüft aber eine Übergangsregel (Drucksache 21/8299, S. 21 f. und 33 f.). Für einen Park, der heute geplant wird und 2027 ans Netz geht, kann das den Unterschied machen, ob die Grenze gilt.

Daneben schreibt der Entwurf ein Recht auf Überbauung fest: Mehrere Anlagen dürfen sich einen Verknüpfungspunkt teilen, auch wenn ihre Summe die Einspeisegrenze übersteigt. Das gilt auch für eine Anlage, die erst noch in Betrieb gehen soll (§ 8 Abs. 2 EEG-E). Speicher an einem bestehenden Anschluss sollen nicht mehr wegen fehlender Kapazität abgelehnt werden dürfen, solange die bisherige Anschlussleistung gleich bleibt. Für Netzgebiete mit hoher Abregelung sieht der Entwurf eigene Regeln vor, die Abregelung beim Solarpark: wann der Netzbetreiber zahlt und wann nicht beschreibt. Und nach dem Entwurf der Bundesnetzagentur für die neue Netzentgeltsystematik würde ein Einspeiseentgelt ab 2029 auf die vereinbarte Einspeisekapazität berechnet; ein überbauter Park zahlt je Kilowattpeak entsprechend weniger, wie Netzentgelte für Einspeiser ab 2029: Was das geplante Einspeiseentgelt einen Solarpark kostet und wer Bestandsschutz hat vorrechnet.

Was passiert, wenn ein Speicher denselben Anschluss nutzt?

Ein Batteriespeicher hinter derselben Einspeisegrenze kann gekappten Solarstrom aufnehmen und am Abend einspeisen, wenn der Anschluss frei ist. Wie viel das bringt, hängt am Überbauungsgrad. Bei 1,43 fällt an einer Süd-Anlage so wenig Überschuss an, dass ein Speicher damit kaum Geld verdient: In unserer Rechnung sind es 0,8 bis 1,4 Euro je Kilowatt Anschluss und Jahr. Bei 2,0 sieht es anders aus. Ein Speicher mit halber Anschlussleistung und vier Stunden Kapazität verschiebt dann 76 bis 80 Prozent der gekappten Menge in spätere Stunden und erlöst damit 15 bis 17 Euro je Kilowatt Anschluss im Jahr.

Die gerettete Mittagsenergie allein trägt einen Speicher also nicht; dafür ist sie bei üblichen Überbauungsgraden zu klein. Ein Speicher am Solarpark verdient sein Geld vor allem mit Preisunterschieden am Strommarkt und mit Systemdienstleistungen. Der Überschuss aus der Überbauung ist ein Zubrot. Wie sich Park und Speicher an einem Anschluss rechnen, behandeln Co-located vs. Stand-alone: Was die bessere Risiko-Struktur ergibt und Batteriespeicher am Solarpark nachrüsten: Was ändert die MiSpeL-Festlegung?.

Rechtlich bringt der gemeinsame Anschluss eine Pflicht mit, die Anleger kennen sollten. Gehören Park und Speicher verschiedenen Betreibern, müssen beide der Vereinbarung zustimmen, gemeinsam für die Einhaltung der Grenze sorgen und für Überschreitungen gesamtschuldnerisch haften (§ 8a Abs. 2 Satz 2 EEG). Wer an einem geteilten Anschluss investiert, sollte deshalb wissen, wer die Leistung steuert, wer bei einem Fehler zahlt und wie die Anschlussleistung in Stunden aufgeteilt wird, in denen beide einspeisen wollen.

Welche Fragen sollten Anleger zum Netzanschluss stellen?

• Wie hoch ist die Modulleistung? Welche Einspeiseleistung steht im Netzanschlussvertrag? Welches DC/AC-Verhältnis ergibt sich daraus?
• Entsteht die Grenze durch die Wechselrichter, durch eine Leistungsregelung oder durch eine flexible Netzanschlussvereinbarung nach § 8a EEG?
• Falls es eine Vereinbarung gibt: Ist die Grenze statisch oder dynamisch? Gilt sie dauerhaft oder bis zu einem Netzausbau? Was gilt danach?
• Wer darf die Einspeisung absenken und bis auf welchen Wert? Ist eine Entschädigung vertraglich geregelt?
• Welche Haftung trifft den Betreiber, wenn die Grenze überschritten wird? Wie wird die Einhaltung technisch sichergestellt?
• Enthält das Ertragsgutachten die Kappung an der Einspeisegrenze? In welcher zeitlichen Auflösung ist sie gerechnet?
• Teilen sich andere Anlagen oder ein Speicher den Verknüpfungspunkt? Wer steuert die gemeinsame Leistung? Wie ist die gesamtschuldnerische Haftung untereinander geregelt?
• Geht der Park voraussichtlich ab dem 1. Januar 2027 ans Netz? Rechnet das Modell mit der geplanten 70-Prozent-Grenze und mit möglichen Übergangsregeln?

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

Wie wir Netzanschluss und Überbauung prüfen

Bei jedem Solarpark, den wir Anlegern vorstellen, gleichen wir die Modulleistung mit der Einspeiseleistung aus dem Netzanschlussvertrag ab und halten das DC/AC-Verhältnis fest. Liegt es über 1,2, prüfen wir, ob das Ertragsgutachten die Kappung enthält. Wir rechnen sie zusätzlich mit unserem eigenen Modell nach. Gibt es eine flexible Netzanschlussvereinbarung, lesen wir sie auf Grenze, Laufzeit, Steuerungsrechte und Haftung; bei einem geteilten Verknüpfungspunkt zusätzlich auf die Regeln zwischen den Betreibern. Für Parks, die 2027 oder später ans Netz gehen, rechnen wir den Fall mit 70-Prozent-Grenze mit, bis der Gesetzgeber entschieden hat.

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.