Rund 3,1 Milliarden Euro hat das Netzengpassmanagement in Deutschland 2025 gekostet – vier Prozent mehr als im Vorjahr, obwohl das Gesamtvolumen der Eingriffe nahezu konstant blieb. Der Grund liegt nicht im Netz allein, sondern in der Art, wie Solarstrom in Deutschland verteilt wird: räumlich konzentriert, systemisch ungünstig.
Hauke von Seht, der zum planungsbezogenen Rechtsrahmen für den Solar- und Windenergieausbau forscht, sieht darin ein strukturelles Versagen, das einen grundlegend anderen Ansatz erfordert. "Das größte Problem sehe ich derzeit bei der Photovoltaik-Freiflächennutzung", sagt von Seht, der selbst in der Regionalplanung tätig ist, sich hier aber nicht in behördlicher Funktion äußert.
Solarparks nur in wenigen Regionen
Bei der Windenergie gebe es mit den Mindestflächenzielen des Windenergieflächenbedarfsgesetzes und dem Referenzertragsmodell im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) bereits Mechanismen, die auf eine breitere Verteilung hinwirken. Bei der Solarenergie fehlt ein vergleichbarer Steuerungsansatz bisher weitgehend.
Das begünstige eine räumliche Konzentration neuer Solarparks in besonders ertrags- und kostengünstigen Regionen – vor allem in Teilen Süd- und Ostdeutschlands. Die teuren Konsequenzen für den Leitungsbau und die wachsenden Abregelungen müsse man dabei mitdenken – gerade angesichts des angestrebten weiteren Solarenergieausbaus, betont der Forscher.
Solarstrom-Überfluss in Bayern
Diese Folgen sind bereits heute messbar: Bayern führt die Abregelungsstatistik der Bundesnetzagentur seit Jahren an. Im zweiten Quartal 2025 wurden im Freistaat mehr als die Hälfte aller Solarabregelungen durchgeführt – ein Anstieg von 247 Prozent gegenüber dem zweiten Quartal 2023.
Rund ein Drittel der Redispatch-Maßnahmen bei erneuerbaren Energien wurden 2025 durch Engpässe im Verteilnetz verursacht – im Vorjahr war es noch rund ein Viertel. "Weiterer PV-Ausbau wird zum Großteil jahrelang abgeregelt werden", warnte Kerstin Fröhlich, Geschäftsführerin des Nürnberger Verteilnetzbetreibers N-Ergie, zuletzt im ZFK-Interview.
Ähnliches Muster bei der Windenergie
Das Problem ist nicht auf Solar beschränkt – bei der Windenergie zeigt sich trotz Windenergieflächenbedarfsgesetz und Referenzertragsmodell ein strukturell ähnliches Muster, mit umgekehrtem Vorzeichen. Im Norden und Nordwesten häufen sich die Zuschläge bei den EEG-Ausschreibungen, während Baden-Württemberg und Bayern trotz steigender Genehmigungszahlen kaum zum Zug kommen.
22 im Südwesten aktive Projektierer – darunter der Freiburger Energieversorger Badenova und die EWS-Elektrizitätswerke Schönau (Schönau im Schwarzwald, Baden-Württemberg) – haben die Politik in einem gemeinsamen Papier auf das Problem hingewiesen. Bei der vergangenen Ausschreibungsrunde gingen nur zwei Prozent des bundesweiten Volumens nach Bayern und Baden-Württemberg.
Mehr dazu hier: Windkraft-Ausbau: Warum der Süden mit der EEG-Novelle zurückfällt
Von Seht sieht den Mechanismus dahinter klar: Bundesweite Ausschreibungen begünstigen im Solarenergiebereich Standorte mit niedrigen Produktionskosten. Systemische Vorteile eines Standorts – etwa die Nähe zu Verbrauchszentren oder eine günstige Einspeisung in aufnahmefähige Netzteile – spielen dabei keine Rolle.
Das Problem: "Wenn neue Erzeugung zu sehr dort entsteht, wo die einzelne Kilowattstunde am billigsten produziert werden kann, statt dort, wo sie systemisch besonders gut passt, verschiebt man einen Teil der Kosten in die Netze."
Teufelskreis für kommunale Versorger
Besonders folgenreich ist der gegenwärtige Rechtsrahmen für Stadtwerke und kommunale Unternehmen in Regionen mit schwächerer Sonneneinstrahlung. Lokale Projekte verlieren bei EEG-Ausschreibungen für Photovoltaik-Freiflächenanlagen überproportional gegen Projekte in Bayern oder Ostdeutschland – nicht wegen mangelnder Qualität, sondern wegen des Einstrahlungsunterschieds.
"Wenn Projekte in der eigenen Region wegen geringer Einstrahlung höhere Gebotswerte benötigen, aber bundesweit gegen sehr günstige andere Standorte antreten, wird der Aufbau eigener lokaler Freiflächen-Photovoltaik weniger attraktiv oder wirtschaftlich nicht möglich", sagt von Seht. Die Konsequenz: Kommunale Unternehmen investieren entweder außerhalb ihrer Region oder lenken ihr Kapital in andere Geschäftsfelder.
Weniger regionale Wertschöpfung
Das lässt sich an konkreten Beispielen ablesen. Enercity, das größte kommunale Energieunternehmen Niedersachsens, hat in den vergangenen zwei Jahren zwei Gebote für Photovoltaik-Freiflächenanlagen eingereicht und einen Zuschlag erhalten.
Die Westfalen-Weser-Gruppe aus Paderborn und die Stadtwerke Osnabrück haben in demselben Zeitraum gar nicht erst teilgenommen – beide aus strategischen Gründen, wobei Westfalen Weser den Fokus explizit auf Windkraftanlagen legt.
Für die Regionen bedeutet das weniger regionale Wertschöpfung, weniger Gewerbesteuereinnahmen und geringere kommunale Gestaltungsmöglichkeiten. "Die Energiewende wird dort dann weniger als kommunales Gestaltungsfeld wahrgenommen, sondern stärker als etwas, das anderswo stattfindet", so von Seht. "Das ist wirtschaftlich, planerisch und auch akzeptanzpolitisch problematisch."
Resilienz als unterschätztes Argument
Neben den ökonomischen Folgen sieht von Seht ein weiteres, bislang zu wenig beachtetes Argument für eine bessere regionale Verteilung: die Versorgungssicherheit in Krisenlagen. "Kritisch wird es, wenn sehr große Solarenergieleistung in wenigen Räumen entsteht und andere Räume zeitweise auf Teile dieser Strommengen angewiesen sind – etwa bei Solarstromlieferungen aus dem Süden in das Ruhrgebiet."
Deutschland wäre im Falle eines Konflikts an der Nato-Ostgrenze ein zentraler militärischer Logistikstandort. Die Erfahrungen aus der Ukraine zeigten, dass Energieinfrastruktur ein strategisches Ziel sein könne. "Diese Resilienzperspektive sollte beim regulativen Rahmen stärker mitgedacht werden", sagt von Seht.
Was regionale Ausschreibungszonen bringen würden
Sein zentraler Vorschlag für das EEG: vier bis fünf regionale Ausschreibungsgebiete für Solarenergie, innerhalb derer nur Projekte mit ähnlichen Einstrahlungswerten miteinander konkurrieren. Ergänzend könnten einstrahlungsbedingte Vergütungskorrekturen auf Basis historischer Einstrahlungsdaten dafür sorgen, dass Standorte im Norden und Westen wirtschaftlich tragfähig bleiben – ein Mechanismus, der sich an § 36h EEG orientiert und EU-beihilferechtlich absicherbar wäre.
Daneben befürwortet von Seht Mindestflächenziele für Solarenergiegebiete ähnlich wie bei der Windkraft sowie bauplanungsrechtliche Privilegierungen, die den kommunalen Planungsaufwand mindern könnten.
"Das Zeitfenster ist eng", räumt der Wissenschaftler ein. Die beihilferechtliche Genehmigung des EEG-2023-Fördersystems läuft Ende 2026 aus – für die Zeit ab 2027 ist ohnehin ein neuer Rahmen nötig. Grundentscheidungen müssten daher zeitnah fallen.
Ministerium schlägt anderen Kurs ein
Ob sie im Sinne von Sehts Vorschlägen fallen werden, ist allerdings fraglich. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie teilt auf Anfrage mit, die EEG-Novelle werde derzeit regierungsintern beraten; ein Zwischenstand könne nicht kommentiert werden.
Aus Regierungskreisen ist zu hören, dass Instrumente wie regionale Ausschreibungszonen oder Vergütungskorrekturen intern als zu bürokratisch gelten – das erklärte Ziel der Novelle sei Kosteneffizienz und Vereinfachung.
Mehr dazu hier: EEG: Was der Kurswechsel bei der Photovoltaik für Stadtwerke bedeutet
Stadtwerke-Verband sieht Grundproblem
Auch der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) ist in seiner Haltung gespalten. Er bestätigt das Grundproblem: "Der Ausbau von Freiflächen-PV konzentriert sich aktuell auf wenige Bundesländer mit besonders günstigen Rahmenbedingungen", sagt eine Sprecherin.
Ein Referenzertragsmodell für Photovoltaik-Freiflächen könnte das Ziel einer stärkeren regionalen Diversifizierung grundsätzlich erreichen – "andererseits würde die Einführung und das Monitoring eines solchen Modells zu neuem, zusätzlichem administrativem Aufwand führen", gibt der Verband zu bedenken.
Stattdessen verweist der VKU auf bereits laufende Prozesse: das Netzanschlusspaket und den Agnes-Prozess, die mit Baukostenzuschüssen und einem möglichen Redispatch-Vorbehalt ohnehin auf den weiteren Zubau von Photovoltaik-Freiflächenanlagen wirken dürften – möglicherweise zugunsten bisher vernachlässigter Regionen.
Ob das reicht, um die strukturelle Schieflage zu korrigieren, bleibt offen. Wahrscheinlicher ist, dass die EEG-Novelle 2027 das Grundprinzip bundesweiter Kosteneffizienz unangetastet lässt – und die Frage, wer die systemischen Folgekosten trägt, weiter unbeantwortet bleibt.
