Mit der Netzentgeltreform AgNes zahlen PV-Anlagen über 30 kW ab dem 1. Januar 2029 erstmals ein Einspeiseentgelt, voraussichtlich 4 bis 7 Euro pro Kilowatt und Jahr. Bemessen wird das Einspeiseentgelt nicht an der Modulleistung, sondern an der Einspeisekapazität, die im Netzanschlussvertrag vereinbart ist. Damit entsteht eine neue Planungsfrage für jedes Gewerbe-PV-Projekt: Wie viel Einspeiseleistung braucht die Anlage wirklich? Wir haben es mit realen Lastgängen simuliert. Die Kurzantwort:

• Etwa die Hälfte der Modulleistung reicht: Beim Beispielbetrieb liegt das wirtschaftliche Optimum bei 253 kW, die Anlage hat 500 kWp.

• Die Halbierung kostet fast nichts: unter 1 Prozent der Jahreserzeugung und rund 190 Euro Vergütung pro Jahr. Im Gegenzug halbiert sich das Einspeiseentgelt, von 2.500 Euro für die volle Modulleistung auf gut 1.250 Euro. Auch gegenüber der tatsächlichen Einspeisespitze bleiben rund 580 Euro Ersparnis im Jahr.

• Ein Batteriespeicher senkt den Bedarf weiter, ohne dass dafür Strom verloren geht.

Die Grundlagen der Reform, den Bestandsschutz und die Fristen, die schon 2026 laufen, zeigen wir im Überblick zu AgNes. Alle Angaben hier beziehen sich auf den Festlegungsentwurf, der Beschluss soll Ende 2026 fallen (Stand: August 2026).

Was genau ist die Einspeisekapazität?

Gemeint ist die Leistung am Netzverknüpfungspunkt, also das, was maximal ins Netz fließen darf. Nicht gemeint sind die installierte Modulleistung in kWp und die Wechselrichterleistung, beide dürfen höher liegen, solange am Anschlusspunkt nie mehr als die vereinbarte Leistung eingespeist wird. Der Entwurf erlaubt diese Überbauung ausdrücklich (Rn. 386), sie ist kein Schlupfloch, sondern gewollt: Betreiber sollen sich aktiv überlegen, wie viel Einspeiseleistung ihre Anlage wirklich braucht. Das Einspeiseentgelt wird dann auf genau diese vereinbarte Kapazität fällig (Tenorziffern 9.1 bis 9.5), unabhängig davon, wie oft sie ausgenutzt wird.

Warum die Spitzenleistung fast nie gebraucht wird

Dass eine PV-Anlage mit deutlich weniger Einspeisekapazität auskommt, als ihre Modulleistung (kWp) vermuten lässt, hat drei Gründe:

• Spitzen sind selten: Die höchsten Erzeugungswerte treten nur wenige Stunden im Jahr auf.

• Der Eigenverbrauch reduziert die Einspeisung: Was der Betrieb direkt verbraucht oder in den Speicher lädt, erreicht den Netzverknüpfungspunkt gar nicht erst.

• Ein Teil der Spitzen fällt in Stunden mit negativen Börsenpreisen: Dort gibt es nach dem Solarspitzengesetz ohnehin keine Vergütung, Kappen kostet dort nichts.

Beispielrechnung

Wie viel Einspeise-Kapazität eine Anlage braucht, entscheidet der Lastgang. Wir haben deshalb einen Beispielbetrieb simuliert, mit folgenden Annahmen:

• 500 kWp auf Ost-West-Dächern

• In Mitteldeutschland (Kassel)

• Gemessener Viertelstunden-Lastgang eines Werkzeugherstellers mit 500 MWh Jahresverbrauch (Eigenverbrauchsquote von 47%)

• Ein Batteriespeicher mit 261 kWh Kapazität und 125 kW Leistung

Die Jahresdauerlinie zeigt, wie viele Stunden im Jahr eine bestimmte Leistung überschritten wird, und sie macht das Muster sichtbar: Die Einspeisespitze von 368 kW tritt nur eine Handvoll Stunden auf, die oberste Leistungshälfte trägt fast keine Energie.

Die graue Kurve ist die PV-Erzeugung selbst, die orange die Einspeisung nach Abzug des Eigenverbrauchs, die grüne dieselbe Rechnung mit Batteriespeicher. Je weiter eine Kurve nach rechts unten läuft, desto gleichmäßiger verteilt sich die Leistung, und desto weniger kostet es, oben zu kappen.

Wo liegt die optimale Einspeisekapazität?

Die Logik ist dieselbe wie bei der neuen AgNes Bestellkapazität auf der Bezugsseite, nur gespiegelt: Jedes vereinbarte Kilowatt kostet fix das Einspeiseentgelt und bringt Vergütung nur in den Stunden, in denen die Anlage es tatsächlich nutzt. Das Optimum liegt dort, wo sich beides die Waage hält. Bei 5 Euro pro Kilowatt und der Marktprämie von 6,2 ct/kWh aus dem neuen EEG sind das rund 80 vergütete Überschreitungsstunden pro Jahr. Vergütet ist dabei das entscheidende Wort: Stunden mit negativen Börsenpreisen zählen nicht mit, dort gibt es nach dem Solarspitzengesetz ohnehin keine Vergütung. Beim Beispielbetrieb fielen rund 40 Prozent der gekappten Strommenge in genau solche Stunden, sie waren also ohnehin wertlos.

Für den Beispielbetrieb ergibt das mit Speicher 253 kW, also 51 Prozent der Modulleistung, ohne Speicher 268 kW. Der Preis für den Verzicht auf das obere Drittel: unter 1 Prozent der Jahreserzeugung, rund 190 Euro entgangene Vergütung pro Jahr, gegenüber rund 580 Euro gespartem Einspeiseentgelt.

Wie robust ist das Ergebnis?

Wir haben die Rechnung über die gesamte plausible Preisspanne von 3,20 bis 7 Euro pro Kilowatt laufen lassen und zusätzlich mit einem zweiten, doppelt so großen Lastgang wiederholt. In beiden Fällen liegt das Optimum zwischen 47 und 58 Prozent der Modulleistung. Aus zwei Lastgängen lässt sich noch keine allgemeine Regel ableiten. Die Gründe aus dem ersten Abschnitt gelten aber für jeden Betrieb, seltene Spitzen, Eigenverbrauch und unvergütete Negativpreisstunden. Vieles spricht deshalb dafür, dass das Optimum häufig in dieser Größenordnung liegt. Belastbar wird der Wert erst mit dem eigenen Lastgang. Ein Speicher senkt den Bedarf zusätzlich, beim Beispielbetrieb um 15 kW.

Was bei der Umsetzung zu beachten ist

• Die Einspeisekapazität steht im Netzanschlussvertrag und gilt, bis sie aktiv geändert wird. Ein jährliches Buchungsmodell wie beim Bezug gibt es nicht, dagegen hat sich die Beschlusskammer bewusst entschieden (Rn. 385). Die Wahl sollte deshalb einen Puffer enthalten.

• Änderungen laufen über eine Vertragsanpassung mit dem Netzbetreiber. Wie schnell und wie aufwendig das geht, regelt der Entwurf nicht.

• Technisch wird das Limit per Parametrierung am Wechselrichter oder EZA-Regler umgesetzt, ein Umbau der Anlage ist also nicht nötig.

• In der Mittelspannung gehört die Begrenzung zum zertifizierten Parametersatz, eine spätere Änderung muss von der Zertifizierungsstelle bestätigt werden. Das ist Aufwand, aber keine Neuzertifizierung.

• Nebeneffekt: Ein Anlagenzertifikat ist nur noch nötig, wenn die Anlage mehr als 270 kW einspeisen soll oder über 500 kW installierte Leistung hat. Wer die Einspeiseleistung bei einer Anlage bis 500 kW auf höchstens 270 kW begrenzt, rutscht ins vereinfachte Nachweisverfahren.

Die Grenzen unserer Rechnung

• Das Optimum ist auf ein bekanntes Jahr gerechnet, real plant man auf eine Prognose. Weil die Kurve um das Optimum sehr flach verläuft, ist der Fehler klein, ein Puffer von 10 bis 20 kW kostet fast gar nichts.

• Die Simulation rechnet in 15-Minuten-Werten. Kurzzeitige Erzeugungsspitzen innerhalb einer Viertelstunde können die realen Kappungsverluste geringfügig erhöhen, an der Größenordnung ändert das jedoch nichts. Wichtig dabei: Anders als beim Bezug gibt es auf der Einspeiseseite keine Strafzahlung, der Anlagenregler hält das Limit schlicht ein, das einzige Risiko ist etwas mehr gekappte Energie.

• Die 6,2 ct/kWh sind der Stand des EEG-Entwurfs, konkrete Einspeiseentgelte gibt es erst mit den Preisblättern im Oktober 2028.

Ob und wie stark ein Batteriespeicher die optimale Einspeisekapazität im konkreten Fall senkt, lässt sich nur am realen Lastgang beantworten. Genau das simuliert unsere Software, auf Basis des standortspezifischen Viertelstunden-Lastgangs und eines 15-Minuten-genauen Solarprofils. Demo buchen

Quellen

• Bundesnetzagentur: Festlegungsverfahren AgNes (Verfahrensseite mit allen Dokumenten)

• Festlegungsentwurf vom 06.08.2026 (PDF, 198 Seiten)

• Lastgang: Open Power System Data, Profil eines Werkzeugherstellers

• PV-Erzeugungsprofil: PV-Node, Ost-West-Ausrichtung mit 10 Grad Neigung, Raum Kassel, 15-Minuten-Auflösung

Zur Zitierweise: Der Festlegungsentwurf besteht aus dem Tenor, also dem verbindlichen Beschlusstext in nummerierten Ziffern, und der Begründung mit Randnummern (Rn.). Verbindlich ist nur der Tenor, die Begründung erklärt ihn. Wir verweisen jeweils auf die Fundstelle.