KraftNAV und Photovoltaik 2026: Was die Netzanschluss-Reform für PV-Investoren und Unternehmen bedeutet
Excerpt
Am 24. Dezember 2025 trat die Änderung der Kraftwerks-Netzanschlussverordnung (KraftNAV) in Kraft – und veränderte die Spielregeln für KraftNAV-Batteriespeicher und Netzanschlussverfahren in Deutschland grundlegend. Energiespeicheranlagen sind seitdem vollständig aus dem Anwendungsbereich der Verordnung herausgenommen, das Windhundprinzip bei der Vergabe von Netzanschlüssen wird durch ein Reifegradverfahren ersetzt. Dieser Artikel richtet sich an PV-Investoren und Unternehmen mit eigener PV-Anlage, die verstehen wollen, was die KraftNAV-Änderung für Batteriespeicher, Co-Location-Projekte und den Netzanschluss konkret bedeutet – und welche Handlungsfelder sich daraus ergeben.
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Die KraftNAV-Reform vom Dezember 2025 befreit KraftNAV-Batteriespeicher vom aufwendigen Kraftwerks-Netzanschlussverfahren und ersetzt das Windhundprinzip bei der Vergabe von Netzanschlusspunkten durch ein projektreife-basiertes Vergabeverfahren. Für PV-Anlagen unter 100 MW ändert sich direkt nichts – ihr Anschlussrecht bleibt über das EEG gesichert. Entscheidend ist die indirekte Wirkung: Co-Location-Projekte (PV + Speicher) werden regulatorisch einfacher strukturierbar, während der Engpass bei den Netzanschlusskapazitäten als struktureller Schutzwall für frühe Investoren weiter besteht. Investoren, die heute eine Anlage mit Batteriespeicher planen, profitieren von einem Regulierungsrahmen, der sich gerade neu ordnet – und von einem Zeitfenster, das sich schließt. Wenn Sie als Unternehmen eine eigene PV-Anlage suchen statt als Investor einsteigen wollen, finden Sie alle Informationen unter Eigene PV-Anlage für Ihren Betrieb.
Inhaltsverzeichnis
Kraftwerks-Netzanschlussverordnung KraftNAV: Was sie regelt – und wen sie betrifft
Das Windhundprinzip und seine Folgen: 720 GW im Stau
Die KraftNAV-Änderung vom Dezember 2025 im Detail
Welche PV-Anlagen sind betroffen – und welche nicht?
Co-Location: Wie die KraftNAV-Reform PV + Speicher vereinfacht
Das neue Reifegradverfahren: Netzanschluss nach Projektreife statt Windhundprinzip
Was bedeutet die KraftNAV-Änderung für Investoren konkret?
Was bedeutet die KraftNAV-Änderung für Unternehmen mit eigener PV-Anlage?
FAQ
Die Bundesregierung hat Heiligabend 2025 leise Geschichte geschrieben. Mit einem einzigen neuen Satz in § 1 Abs. 1 der Kraftwerks-Netzanschlussverordnung (KraftNAV) wurden Energiespeicheranlagen vollständig aus dem bürokratischsten Netzanschlussverfahren Deutschlands herausgenommen – und ein System, das jahrelang Speicherprojekte und Projektierer blockiert hat, grundlegend neu geordnet. Für alle, die in Photovoltaik investieren oder eine eigene PV-Anlage planen, ist das keine Randnotiz, sondern ein direkter Einfluss auf Projektlaufzeiten, Finanzierungsplanung und Renditeerwartungen.
Dieser Artikel erklärt, was die KraftNAV (Kraftwerks-Netzanschlussverordnung) überhaupt regelt, was sich durch die Änderung 2025 in Deutschland konkret verändert hat – und was das für PV-Investoren und Unternehmen mit eigener Anlage bedeutet.
1. Kraftwerks-Netzanschlussverordnung KraftNAV: Was sie regelt – und wen sie betrifft
Die Kraftwerks-Netzanschlussverordnung (KraftNAV) ist die zentrale Verordnung für den Netzanschluss großer Erzeugungsanlagen in Deutschland. Sie regelt das Netzanschlussverfahren für Kraftwerke und Energieerzeugungsanlagen ab 100 MW Nennleistung an Leitungen mit einer Spannung von mindestens 110 kV (Hoch- und Höchstspannungsnetz). Die Verordnung gilt seit 2007 und betrifft primär konventionelle Kraftwerke sowie sehr große Freiflächen-Solarparks und Windparks im Utility-Scale-Segment – Anlagen also, bei denen Erzeugung, Netzintegration und Systemstabilität unmittelbar zusammenhängen.
Kernpunkte der Kraftwerks-Netzanschlussverordnung KraftNAV:
Anwendungsbereich: Erzeugungsanlagen ≥ 100 MW an Netzen mit einer Spannung von mindestens 110 kV (Rechtsgrundlage: § 17 Abs. 3 EnWG)
Vergabeprinzip: Windhundprinzip – wer zuerst einen vollständigen Antrag beim Netzbetreiber einreicht, erhält Vorrang im Netzanschlussverfahren
Verfahrensfristen: Netzverträglichkeitsprüfung innerhalb von 3 Monaten nach Vorschusszahlung
Reservierungsgebühr: 1.000 €/MW bei Anschlusszusage
Kostenprivileg: Keine Baukostenzuschüsse und keine Netzverstärkungskosten für den Antragsteller (§ 8 Abs. 3 KraftNAV)
Für die große Mehrheit der PV-Anlagen in Deutschland ist die KraftNAV schlicht nicht relevant: Dachanlagen, Agri-PV, mittelgroße Freiflächen-Parks unter 100 MW speisen in Niederspannung oder Mittelspannung ein und unterstehen dem EEG-Anschlussanspruch nach § 8 EEG 2023. Ihr vorrangiger Netzanschluss ist gesetzlich gesichert – unabhängig vom KraftNAV-Verfahren.
Relevant wird die KraftNAV für PV-Projekte erst im Bereich sehr großer Freiflächen-Parks, die direkt ans Höchstspannungsnetz (220/380 kV) angeschlossen werden sollen. Und – bis Dezember 2025 – für alle KraftNAV-Batteriespeicher ab 100 MW sowie Großbatteriespeicher, die an Netze mit einer Spannung von mindestens 110 kV anschließen wollten. Genau hier lag das Kernproblem: Der Boom bei Stromspeichern und Großspeicherprojekten traf auf ein Netzanschlussverfahren, das für eine kleine Zahl konventioneller Kraftwerke konzipiert worden war – nicht für hunderte Speicheranlagen.
Anwendungsbereich: Anlagen mit einer Spannung von mindestens 110 kV
Die Verordnung gilt für Netzanschlüsse an Leitungen mit einer Spannung von mindestens 110 kV – also ausschließlich im Hoch- und Höchstspannungsnetz der Übertragungsnetzbetreiber. Dachanlagen, Gewerbespeicher und mittelgroße Solarparks, die ins Mittel- oder Niederspannungsnetz einspeisen, sind damit grundsätzlich außerhalb des KraftNAV-Anwendungsbereichs.
Was sind Batteriespeicher – und warum sind sie ein Sonderfall?
Batteriespeicher sind Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie auf Basis der Lithium-Ionen-Technologie. Die Speicherung erfolgt in Batteriemodulen; ein bidirektionaler Wechselrichter übernimmt die Umwandlung – er wandelt Wechselstrom zum Laden der Batteriemodule in Gleichstrom um und beim Entladen den gespeicherten Gleichstrom zurück in nutzbaren Wechselstrom. Moderne Lithium-Systeme erreichen dabei einen Gesamtwirkungsgrad von 90 bis 95 %.
Batteriespeicher übernehmen im Stromnetz eine systemkritische Funktion: Sie gleichen kurzfristige Schwankungen in Sekundenschnelle aus, halten die Netzfrequenz stabil bei 50 Hertz und ermöglichen die Zwischenspeicherung überschüssigen Solar- und Windstroms für nachfragestarke Zeiten. Diese Doppelrolle bei Ein- und Ausspeisung macht Speicher energierechtlich zu einem Sonderfall: Sie benötigen Netzanschlusskapazität für beide Seiten gleichzeitig – als Erzeugungs- und als Verbrauchsanlage.
Die Bundesnetzagentur formuliert es präzise: „Batteriespeicher benötigen aufgrund ihrer Doppelrolle für die Ein- und Ausspeisung Netzanschlusskapazität." Die energierechtliche Frage, ob Energiespeicheranlagen als Erzeuger oder Verbraucher einzustufen sind, hatte jahrelange Diskussionen ausgelöst. Der BGH klärte im November 2024 (EnVR 17/22): Speicher sind beides – gleichzeitig. Dieser Doppelcharakter machte die Anwendung der KraftNAV auf Großbatteriespeicher konstruktiv schwierig und das Netzanschlussverfahren für Projektierer unpraktikabel.
Wie dieser regulatorische Engpass in der Praxis zu einem historischen Stau geführt hat, zeigt der folgende Abschnitt.
2. Das Windhundprinzip und seine Folgen: 720 GW im Stau
Das ursprüngliche Windhundprinzip der KraftNAV hatte einen fatalen Nebeneffekt: Es lud geradezu zur Spekulation ein. Wer früh einen Antrag beim Netzbetreiber stellte – auch ohne fertige Planung, gesicherte Flächen oder Finanzierung – sicherte sich seinen Platz in der Schlange für Netzanschlüsse. Die Folge war eine Flut von Anträgen, die in keinem Verhältnis zu realen Projekten stand.
Der historische Stau bei den Netzanschlussanfragen
720 GW kumulierte Netzanschlussanfragen für Großbatteriespeicher lagen bei den vier Übertragungsnetzbetreibern vor (BDEW-Auswertung, November 2025) – das ist die 9-fache Jahreshöchstlast des deutschen Netzes
Die Gesamtleistung der installierten Erzeugung in Deutschland liegt bei circa 263 GW – die Summe der Anfragen übersteigt sie damit um mehr als das Zweifache
Nur 2,4 GW an Großspeichern waren Ende 2025 tatsächlich in Betrieb (Modo Energy) – die Zahl der Anträge und die tatsächliche Speicherkapazität am Netz klafften dramatisch auseinander
78 GW waren zwar genehmigt, aber bei weitem nicht alle im Betrieb – fast alle freien Netzanschlusspunkte am Übertragungsnetz für die nächsten 5 Jahre reserviert
Bei den Verteilnetzbetreibern kamen noch einmal 400 GW an Anschlussanfragen für Stromspeichern hinzu (Bundesnetzagentur, 2024)
Die Konsequenz: Baureife Projekte kamen nicht ans Netz
Reale, baureife Speicherprojekte kamen nicht ans Netz, weil die begrenzten Netzkapazitäten von früh platzierten Spekulationsanträgen blockiert wurden. Anlagen, die tatsächlich einen Beitrag zur Energieversorgung hätten leisten können, warteten in der Schlange hinter Projekten ohne realen Hintergrund.
Eine eigene Überschlagsrechnung verdeutlicht das Ausmaß: 2,4 GW tatsächlich in Betrieb stehen 720 GW Anfragen gegenüber – das entspricht einer Realisierungsquote von gerade einmal 0,33 %. Die Konversionsrate von Netzanschlussanfragen zu tatsächlichen Projekten liegt damit im einstelligen Promillebereich.
Eine BDEW-Umfrage ergab, dass 63 % der Unternehmen mit Co-Location-Plänen beim zuständigen Netzbetreiber entweder keine Antwort, eine Absage oder die Mitteilung erhielten: „bis Ende 2028 kein Netzanschluss möglich." Beim Ausbau reiner Großbatteriespeicher lag dieser Wert sogar bei 79 %.
Dieses Strukturproblem – und nicht die Technologie oder die Wirtschaftlichkeit von Projekten – war der eigentliche Investitionsrisikofaktor im deutschen Großspeicher-Markt. Die Lösung musste auf regulatorischer Ebene kommen. Sie kam zu Weihnachten.
Was die Bundesregierung konkret beschlossen hat und was der neue § 1 Abs. 1 KraftNAV in der Praxis bedeutet, erklärt der folgende Abschnitt.
3. Die KraftNAV-Änderung vom Dezember 2025 im Detail
Am 24. Dezember 2025 trat die erste Änderung der Kraftwerks-Netzanschlussverordnung seit ihrer Einführung 2007 in Kraft (BGBl. 2025 I Nr. 368). Die Entwicklung bis zur Änderung verlief in Rekordgeschwindigkeit:
Zeitlicher Ablauf der KraftNAV-Änderung
26. November 2025: Bundeswirtschaftsministerin Reiche kündigt Reform an und nennt den Netzanschluss-Stau als zentrales Hemmnis für den Speicherausbau
2. Dezember 2025: Referentenentwurf des BMWK veröffentlicht – Verbände erhalten 24 Stunden Stellungnahmefrist
10. Dezember 2025: Kabinettsbeschluss
19. Dezember 2025: Bundesrat stimmt zu
24. Dezember 2025: Verordnung tritt in Kraft
Der neue § 1 Abs. 1 KraftNAV: Ein Satz ändert alles
Die Änderung selbst ist regulatorisch knapp formuliert – ein einziger neuer Satz in § 1 Abs. 1 der Verordnung:
„Die Verordnung findet keine Anwendung auf Energiespeicheranlagen im Sinne des § 3 Nummer 36 des Energiewirtschaftsgesetzes."
Die Anwendung der Kraftwerks-Netzanschlussverordnung auf Energiespeicheranlagen entfällt damit vollständig. Die Bundesregierung begründet die Änderung offiziell damit, dass die bisherige Anwendung der KraftNAV auf Batteriespeicherprojekte zu einer unsachgerechten Behandlung dieser Anlagen führte – denn die für eine kleine Zahl von Großkraftwerken konzipierten Verfahrensregeln der KraftNAV waren auf die Vielzahl der Netzanschlussbegehren von Großbatteriespeichern schlicht nicht zugeschnitten.
Ziele der KraftNAV-Änderung und geplante Nachfolgeregelung
Die Herausnahme von Batteriespeichern aus der KraftNAV verfolgt drei regulatorische Ziele:
Rechtsunsicherheiten beseitigen: Die unklare Einordnung von Speichern als Erzeugungs- oder Verbrauchsanlage erzeugte parallele Verfahren und Rechtsunsicherheit – diese entfällt.
Windhundprinzip bei der Vergabe knapper Netzanschlusskapazitäten ablösen: Spekulative Anträge ohne Realisierungsabsicht blockierten echte Projekte – das neue Reifegradverfahren priorisiert nach Projektreife.
Speicher-spezifische Regelungen ermöglichen: Die Herausnahme schafft Raum für ein neues, auf Batteriespeicher zugeschnittenes Netzanschlussverfahren. Die Bundesregierung plant gemeinsam mit Netzbetreibern und Bundesnetzagentur ein regelbasiertes Netzanschluss- und Reservierungsverfahren (Az. BK6-24-245), das die aktuellen Herausforderungen bei den Netzanschlusskapazitäten adressiert und die Vergabe von Anschlusskapazitäten verbessert. Ab 1. April 2026 gilt das Reifegradverfahren der Übertragungsnetzbetreiber als erste Umsetzung dieses Ziels.
Wegfall des Kostenprivilegs: Was jetzt für Speicher gilt
Was das in der Praxis bedeutet:
KraftNAV-Batteriespeicher und alle anderen Energiespeicheranlagen fallen nicht mehr unter die KraftNAV – unabhängig von ihrer Leistung
Das Kraftwerks-Netzanschlussverfahren mit seinen langen Prüffristen und dem Windhundprinzip gilt für Speicher nicht mehr
Das Kostenprivileg (keine BKZ, keine Netzverstärkungskosten) entfällt für Speicher: Der BGH hat am 15. Juli 2025 (EnVR 1/24) bestätigt, dass Netzbetreiber für netzgekoppelte Batteriespeicher einen Baukostenzuschuss (BKZ) erheben dürfen. Die Kosten für den Netzanschluss von Batteriespeichern können damit künftig sowohl Reservierungsgebühren als auch Baukostenzuschüsse umfassen
Der Netzanschluss für Speicher richtet sich jetzt nach dem allgemeinen § 17 EnWG
Ab 1. April 2026 gilt das neue Reifegradverfahren der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) – dazu mehr in Abschnitt 6
Auswirkungen auf verschiedene Anlagentypen
Für PV-Anlagen unter 100 MW: Die KraftNAV war für sie ohnehin nie relevant. Der EEG-Anschlussanspruch bleibt ausdrücklich unberührt (§ 1 Abs. 2 Satz 2 KraftNAV). Für sehr große PV-Parks ≥ 100 MW am Höchstspannungsnetz mit Anschluss an Netze mit einer Spannung von mindestens 110 kV gilt die KraftNAV weiterhin unverändert.
Für Batteriespeicher: Das KraftNAV-Verfahren entfällt vollständig. Ab April 2026 gilt das Reifegradverfahren. Bestehende Netzanschlusszusagen bleiben grundsätzlich gültig, werden aber auf § 17 EnWG überführt.
Für Co-Location-Projekte: Die parallele Verfahrensführung (KraftNAV für Speicher, EEG für PV) entfällt. Die Projektentwicklung wird dadurch erheblich vereinfacht.
Welche PV-Anlagen konkret betroffen sind und wo die Grenze verläuft, zeigt Abschnitt 4.
4. Welche PV-Anlagen sind betroffen – und welche nicht?
Die Frage, welche Anlagen die KraftNAV-Änderung direkt betrifft, lässt sich klar beantworten – und die Antwort beruhigt die meisten Projektierer und Investoren.
Nicht von der KraftNAV betroffen
Alle PV-Dachanlagen (typisch: 10 kW – 1 MW)
Agri-PV-Anlagen
Gewerbliche Freiflächen-Solarparks unter 100 MW
PV-Anlagen, die ins Mittelspannungs- oder Niederspannungsnetz einspeisen
Alle PV-Anlagen unter EEG-Förderung
Diese Anlagen haben ihren gesetzlichen Netzanschlussanspruch nach § 8 EEG und sind von der KraftNAV-Änderung in keiner Weise berührt. Ihre Privilegierung im Netzanschlussverfahren gegenüber anderen Anlagen bleibt vollständig erhalten.
Weiterhin direkt betroffen (KraftNAV anwendbar)
Sehr große Freiflächen-PV-Parks ≥ 100 MW am Höchstspannungsnetz (220/380 kV) mit einer Spannung von mindestens 110 kV
Diese Anlagen durchlaufen weiterhin das vollständige Netzanschlussverfahren nach KraftNAV mit allen Fristen und Anforderungen
Indirekt betroffen – größte praktische Relevanz
Alle Co-Location-Projekte (PV + Batteriespeicher am selben Netzverknüpfungspunkt) – etwa 90 % der geplanten Solarparks werden laut BSW-Solar inzwischen mit Speicher kombiniert
Der Speicheranteil solcher Hybridprojekte unterliegt nun dem neuen Reifegradverfahren statt dem alten KraftNAV-Verfahren
Die PV-Komponente bleibt unter dem EEG-Anschlussregime mit seinen gesetzlichen Fristen und seiner Privilegierung
Die indirekte Relevanz der KraftNAV-Änderung ist für die meisten Investoren und Unternehmen damit deutlich größer als die direkte – weil Co-Location heute kein Sonderfall mehr ist, sondern der neue Standard bei Speicherprojekten.
Wie sich diese regulatorischen Änderungen konkret auf die Projektentwicklung bei Co-Location auswirken, zeigt der folgende Abschnitt.
5. Co-Location: Wie die KraftNAV-Reform PV + Speicher vereinfacht
Co-Location bezeichnet die Kombination von PV-Anlage und Batteriespeicher am gleichen Netzverknüpfungspunkt. Sie ist die bevorzugte Projektstruktur im modernen Solarmarkt: Laut einer Studie von 8Energies, Enspired und Goldbeck Solar (Februar 2026) steigert Co-Location den internen Zinsfuß (IRR) von PV-Projekten um bis zu 29 %. Wie das konkret funktioniert, erklärt unser Artikel zum PV Speicher 2026.
Regulatorischer Rahmen für Co-Location: drei Entwicklungsschritte
Schritt 1 – § 8a EEG 2023 (flexible Netzanschlussvereinbarungen): PV-Anlage und Speicher dürfen den Netzverknüpfungspunkt gemeinsam nutzen. Die installierte Leistung der Anlagen darf die Anschlusskapazität überschreiten (Überbauung), solange die tatsächliche Einspeisung ins Netz die Anschlussleistung nie überschreitet. Diese Flexibilität macht Co-Location wirtschaftlich besonders attraktiv.
Schritt 2 – § 17 Abs. 2b EnWG (Cable Pooling): Ermöglicht die gemeinsame Netzanschlussleitung für verschiedene Erzeuger und Speicher. Die Betriebsweise ist dabei so abzustimmen, dass der Anschluss am Netz optimiert wird. Typische Dimensionierung: 1 MW Netzverknüpfungspunkt für 1 MWp PV + 0,5 MW/1 MWh Speicher.
Schritt 3 – KraftNAV-Änderung Dezember 2025: Die bisherige Doppelbelastung durch parallele Netzanschlussverfahren (KraftNAV für den Speicher, EEG für die PV) entfällt. Co-Location-Projekte können nun ohne das aufwendige KraftNAV-Netzanschlussverfahren für den Speicheranteil geplant werden. Das vereinfacht die Entwicklung erheblich – vor allem für Projektierer, die bisher zwei getrennte Verfahren bei unterschiedlichen Netzbetreibern führen mussten.
Vorteile der Co-Location nach der Reform
Kein paralleles KraftNAV-Verfahren für den Speicheranteil mehr
Einheitliches Netzanschlussverfahren unter § 17 EnWG / Reifegradverfahren
Planungssicherheit durch klare Zuständigkeit: ein Verfahren, ein Netzbetreiber
Netzanschlusskosten bei Co-Location
Die Netzanschlusskosten bei Co-Location gegenüber nachträglicher Speichernachrüstung: Typischerweise 50.000–150.000 € Ersparnis bei gemeinsamer Planung (Marktschätzung 2026). Wer Speicher von Anfang an mitplant, spart nicht nur Geld, sondern auch Monate an Entwicklungszeit – entscheidend bei der aktuellen Engpasslage bei den Netzanschlusskapazitäten.
Bestandsschutz und Netzanschlusszusagen: Die KraftNAV-Änderung enthält keine expliziten Übergangsregelungen. Bereits erteilte Netzanschlusszusagen bestehen nach der Gesetzesbegründung (BR-Drs. 743/25) grundsätzlich fort, werden aber auf die neue Rechtsgrundlage (§ 17 EnWG) überführt. Für Projekte mit hohem Reifegrad und finaler Investitionsentscheidung sollten die konkreten Auswirkungen im Einzelfall juristisch geprüft werden.
Das neue Verfahren, das ab April 2026 die Netzanschlussvergabe für Speicher regelt, erklärt der folgende Abschnitt.
6. Das neue Reifegradverfahren: Netzanschluss nach Projektreife statt Windhundprinzip
Ab 1. April 2026 gilt das von den vier Übertragungsnetzbetreibern (50Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW) gemeinsam entwickelte Reifegradverfahren für Netzanschlüsse am Übertragungsnetz. Es ist der direkte Nachfolger des Windhundprinzips – und ein Paradigmenwechsel in der deutschen Netzanschlusslandschaft.
Das Prinzip: Nicht mehr der Zeitpunkt der Antragseinreichung beim Netzbetreiber entscheidet über den Netzanschluss, sondern der Reifegrad des Projekts. Wer eine genehmigungsreife Anlage, gesicherte Flächen und einen Finanzierungsnachweis vorweisen kann, bekommt Vorrang bei der Vergabe der verfügbaren Netzanschlusskapazitäten.
Das Verfahren in drei Phasen
Informations- und Antragsphase (3 Monate): Einreichung des Antrags inklusive Nachweisen zur Projektreife beim zuständigen Übertragungsnetzbetreiber
Clusterstudie (5 Monate): Technische Prüfung durch den Netzbetreiber und reifegradbasierte Priorisierung aller eingegangenen Anträge
Angebots- und Reservierungsphase: Vergabe der Netzanschlüsse nach Projektreife-Score
Bewertungskriterien für die Projektreife
Flächensicherung und Genehmigungsstand (BImSchG-Genehmigung, Bauleitplanung)
Technisches Konzept (Systemkonfiguration, Netzintegration, Betriebsweise)
Wirtschaftliche Leistungsfähigkeit (Finanzierungsnachweis, Eigenkapitalquote)
Netz- und Systemnutzen (Standortqualität, Kapazitätsbeitrag zum System)
Neue Kostenstruktur für Anträge
Antragspauschale: 50.000 € pro Antrag (deutlich höher als bisher – soll Spekulationsanträge verhindern)
Realisierungskaution: 1.500 €/MW (gegenüber 1.000 €/MW unter der alten KraftNAV)
Das Reifegradverfahren gilt für Batteriespeicher, Rechenzentren, Elektrolyseure und andere Großverbraucher am Übertragungsnetz. EEG-Anlagen (PV, Wind) und Erzeugungsanlagen ≥ 100 MW bleiben unter der KraftNAV bzw. dem EEG-Regime – das Verfahren betrifft sie nicht.
Kritische Stimmen – und was die Bundesnetzagentur von Netzbetreibern fordert
Der BNE (Bundesverband Neue Energiewirtschaft) bemängelt, dass zwischen dem 24. Dezember 2025 und dem 1. April 2026 ein regulatorisches Vakuum entstand: Energiespeicheranlagen hatten keine KraftNAV mehr, aber noch kein neues Verfahren. Der BEE kritisiert das Fehlen von Bestandsschutz für fortgeschrittene Speicherprojekte mit hohem Investitionsvolumen. Die Bundesnetzagentur stellt klar: Netzbetreiber müssen sicherstellen, dass ihre Prozesse die Anträge von Speicherbetreibern unter geringstmöglichem Aufwand abbilden können – Doppelbelastungen durch parallele Zuteilungsverfahren für Ein- und Ausspeisung sind zu vermeiden. Die ÜNB selbst empfehlen gesetzlich festgelegte Technologie-Kontingente für Netzanschlüsse – ein Signal, dass die Diskussion über den richtigen Regulierungsrahmen 2026/27 weitergeht.
Was die aktuelle Marktlage und der regulatorische Rahmen konkret für Investoren bedeuten, zeigt der folgende Abschnitt.
7. Was bedeutet die KraftNAV-Änderung für Investoren konkret?
Der Engpass bei den Netzanschlüssen ist kein temporäres Problem – er ist das strukturelle Schutzelement für Investoren, die heute in fertige Projekte einsteigen. Die Zahlen zur Entwicklung in Deutschland sprechen für sich:
16,4 GW PV-Zubau in Deutschland 2025 (Bundesnetzagentur, Januar 2026)
117 GW installierte PV-Gesamtleistung – Ausbau auf Rekordkurs
215 GW EEG-Ziel bis 2030 → 19,6 GW Zubau pro Jahr erforderlich
63 % der Co-Location-Interessenten ohne Netzanschlusszusage bis 2028
Wer heute in ein PV-Projekt mit Batteriespeicher investiert, das über gesicherte Fläche, Baugenehmigung und einen verbindlichen Netzanschlussvertrag verfügt, besitzt etwas, das der Markt auf Jahre nicht replizieren kann. Die Differenz zwischen 720 GW Nachfrage bei den Netzanschlussanfragen und 2,4 GW tatsächlich installierter Großspeicherkapazität am Netz ist kein Zahlendreher – sie ist Realität und schützt frühe Investoren vor Wettbewerb.
Drei Handlungsfelder für Investoren
1. Netzanschluss vor Investition prüfen – zwingend
Vor der finalen Investitionsentscheidung muss der Netzanschluss verbindlich gesichert sein. Wartezeiten von mehreren Jahren sind keine Ausnahme mehr, sondern Regelfall. Ein Projektentwickler, der keine konkrete Netzanschlusszusage vorweisen kann, bietet kein vollständiges Investment-Angebot – unabhängig davon, wie attraktiv die anderen Projektparameter sind. Die Frage nach dem gesicherten Netzanschluss ist heute die wichtigste Due-Diligence-Frage bei jedem PV-Projekt.
2. Co-Location von Anfang an mitdenken – nicht nachträglich
Die Entscheidung für oder gegen Speicher sollte nicht erst nach der Netzantragsstellung getroffen werden. Wer Stromspeichern nachträglich nachrüsten will, zahlt mehr (50.000–150.000 € Mehrkosten für einen separaten Netzanschluss) und verliert Monate. Wie der Artikel zu negativen Strompreisen und PV-Investoren zeigt, sind Speicher der direkte Schutz gegen den wachsenden Anteil negativer Preise im Netz – 573 Stunden in 2025. Energie, die nicht abgeregelt werden muss, ist Rendite, die nicht verloren geht.
3. Das regulatorische Timing 2026–2027 aktiv nutzen
Die CfD-Pflicht ab Juli 2027 verändert die Ertragsstruktur für alle neuen PV-Anlagen. Wer vor diesem Datum in Betrieb geht, sichert sich 20 Jahre lang die heutigen EEG-Konditionen ohne CfD-Deckel. Das Fenster schließt sich – und es braucht ausreichend Vorlaufzeit für Planung, Genehmigung und Netzanschluss, um es noch zu nutzen.
Logic Energy sichert Netzanschlüsse für seine Projekte bereits in der frühen Entwicklungsphase – bevor Investoren einsteigen. Das ist Teil des Investorenmodells, das in So funktioniert das Logic Energy Investorenmodell erklärt wird.
Für Unternehmen, die eine eigene PV-Anlage planen, gelten teils andere Prioritäten – diese erklärt der folgende Abschnitt.
8. Was bedeutet die KraftNAV-Änderung für Unternehmen mit eigener PV-Anlage?
Unternehmen, die eine eigene PV-Anlage auf dem Betriebsdach oder Betriebsgelände planen, sind von der KraftNAV-Diskussion in der Regel nicht direkt betroffen – ihre Anlagen liegen deutlich unter 100 MW und werden über das EEG-Anschlussregime angeschlossen. Die Privilegierung gegenüber anderen Anlagen im Netzanschlussverfahren bleibt vollständig erhalten.
Relevant ist aber das indirekte Umfeld – und das hat sich durch die Änderung positiv verändert.
Gewerbestrompreis als Hauptrenditetreiber
Der Gewerbestrompreis liegt 2026 bei 16–31 ct/kWh je nach Abnahmemenge und Netzentgeltzone. Der LCOE einer Gewerbe-PV-Anlage liegt bei 5–10 ct/kWh. Diese Differenz von Strom-Erzeugungskosten und Strom-Einkaufspreis – und nicht die EEG-Vergütung – ist der eigentliche Treiber für Unternehmen, die Eigenverbrauch maximieren wollen.
Batteriespeicher für Unternehmen – jetzt einfacher anzuschließen
Die KraftNAV-Befreiung für Energiespeicheranlagen wirkt sich auch auf kleinere Gewerbespeicher aus: Das allgemeine Anschlussregime nach § 17 EnWG gilt jetzt einheitlich für Speicher aller Größen. Technisch besteht jeder Batteriespeicher aus Batteriemodulen auf Basis der Lithium-Ionen-Technologie – ein bidirektionaler Wechselrichter übernimmt dabei die Umwandlung: Er wandelt Wechselstrom zum Laden der Batteriemodule in Gleichstrom um und beim Entladen den gespeicherten Gleichstrom wieder in nutzbaren Wechselstrom. Moderne Lithium-Systeme erreichen einen Gesamtwirkungsgrad von 90 bis 95 %.
Für Unternehmen, die Peak Shaving, Eigenverbrauchsoptimierung oder Energiespeicherung in der eigenen Betriebsweise planen, ist die regulatorische Vereinfachung ein positives Signal. Das Netzanschlussverfahren beim zuständigen Verteilnetzbetreiber wird schlanker.
Speichergröße richtig planen – zwei Faustformeln
Ein Speicher sollte wirtschaftlich arbeiten und weder zu groß noch zu klein sein. Als Orientierung gilt:
Die Speicherkapazität sollte idealerweise zwischen 1 und 1,5 kWh pro kWp installierter PV-Leistung liegen
Eine weitere Faustregel aus der Praxis: 1 kWh Speicherkapazität pro 1.000 kWh Jahresstromverbrauch
Beide Richtwerte liefern einen ersten Anhaltspunkt – die optimale Dimensionierung hängt von Lastprofil, Eigenverbrauchsziel und Netzanschlusskapazität ab und sollte individuell berechnet werden.
Anmeldepflicht im Marktstammdatenregister beachten
Jeder Batteriespeicher muss nach der Inbetriebnahme im Marktstammdatenregister (MaStR) der Bundesnetzagentur angemeldet werden – die Frist beträgt einen Monat nach Inbetriebnahme. Die Registrierung gilt unabhängig von der Speichergröße und ist für alle ortsfesten Stromspeicher verpflichtend. Speicher und PV-Anlage werden dabei als separate Einheiten registriert.
Zeitfenster für steuerliche Optimierung nutzen – befristet bis Ende 2027
Die degressive AfA für Batteriespeicher von 30 % ist bis 31. Dezember 2027 befristet. In Kombination mit dem Investitionsabzugsbetrag (IAB, 50 % vorab, max. 200.000 €) und der Sonderabschreibung (40 % über 5 Jahre) können Unternehmen bis zu 85 % der Speicherinvestition in den ersten zwei Jahren steuerlich geltend machen. Details zur steuerlichen Seite im Artikel Photovoltaik Steuern sparen 2026.
Wichtige Kennzahlen im Überblick
Marktentwicklung Deutschland (Stand März 2026):
720 GW: Kumulierte Netzanschlussanfragen für Großbatteriespeicher (BDEW-Auswertung, November 2025)
2,4 GW / 3,5 GWh: Tatsächlich installierte Großspeicher-Kapazität am Netz (Modo Energy, Ende 2025)
117 GW: Installierte PV-Gesamtleistung Deutschland
16,4 GW: PV-Zubau 2025 (Bundesnetzagentur, Januar 2026)
19,6 GW: Erforderlicher Jahreszubau für EEG-Ziel 2030
63 %: Co-Location-Projekte ohne Netzanschlusszusage bis 2028 (BDEW-Umfrage)
KraftNAV-Verfahren (für PV ≥ 100 MW, weiterhin gültig):
Netzverträglichkeitsprüfung: innerhalb von 3 Monaten nach Vorschusszahlung beim Netzbetreiber
Vorschuss (Bsp. TransnetBW): 50.000 €
Reservierungsgebühr: 1.000 €/MW
Vertragsabschluss: innerhalb von maximal 12 Monaten
Neues Reifegradverfahren (ab 1. April 2026, für Speicher und Großverbraucher):
Antragspauschale: 50.000 € pro Antrag
Realisierungskaution: 1.500 €/MW
Phasenlaufzeit: ca. 8 Monate gesamt (3 + 5 Monate)
Regulatorische Eckdaten:
KraftNAV-Änderung in Kraft: 24. Dezember 2025 (BGBl. 2025 I Nr. 368)
Neuer § 1 Abs. 1 KraftNAV: Anwendung auf Energiespeicheranlagen entfällt
Reifegradverfahren ÜNB: ab 1. April 2026
Netzentgeltbefreiung Speicher: bis 3. August 2029 (§ 118 Abs. 6 EnWG)
CfD-Pflicht für neue PV-Anlagen ≥ 100 kW: ab 1. Juli 2027
Dieser Artikel dient ausschließlich der allgemeinen Information und stellt keine Anlage-, Steuer- oder Rechtsberatung dar. Renditeangaben basieren auf historischen Werten der Firmengruppe Helm und sind keine Garantie zukünftiger Ergebnisse. Für Ihre individuelle Situation wenden Sie sich an einen zugelassenen Berater. Alle Angaben ohne Gewähr. Stand: März 2026.
Zum PV-Investment → Die KraftNAV-Änderung ordnet die Netzanschlusslandschaft neu – aber sie ändert nichts daran, dass gute Projekte gesicherte Netzanschlüsse, fertige Genehmigungen und erfahrene Projektierer brauchen. Mehr dazu, wie Logic Energy Investitionen strukturiert.
Die KraftNAV-Änderung ist ein Zeichen dafür, wie schnell sich der Regulierungsrahmen für PV-Investitionen bewegen kann – in beide Richtungen. Genau deshalb lohnt es sich, mit jemandem zu sprechen, der aktiv mit Netzbetreibern und Genehmigungsbehörden arbeitet und weiß, wo heute noch Netzkapazitäten verfügbar sind. Logic Energy projektiert und baut PV-Anlagen mit gesicherter Netzanschlussplanung und übernimmt den gesamten Entwicklungsprozess – von der Flächenakquise bis zur Inbetriebnahme. Wenn Sie wissen möchten, welche Projekte aktuell in Entwicklung sind und wie ein Investitionseinstieg konkret aussehen könnte, sprechen Sie uns unverbindlich an. Zum Kontaktformular →
FAQ
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Nein. Die Kraftwerks-Netzanschlussverordnung gilt nur für Erzeugungsanlagen ab 100 MW an Netzen mit einer Spannung von mindestens 110 kV. Gewerbliche Dachanlagen und Freiflächenanlagen bis ca. 50–80 MW sind davon nicht betroffen und erhalten ihren Netzanschluss nach § 8 EEG 2023 mit gesetzlichem Vorranganspruch beim zuständigen Netzbetreiber.
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Seit 24. Dezember 2025 fallen Energiespeicheranlagen nicht mehr unter die KraftNAV. Das aufwendige Kraftwerks-Netzanschlussverfahren mit seinen mehrstufigen Prüfprozessen gilt für Batteriespeicher nicht mehr. Ab 1. April 2026 gilt das Reifegradverfahren der Übertragungsnetzbetreiber – Projektreife ersetzt das Windhundprinzip bei der Vergabe von Netzanschlüssen.
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Das Reifegradverfahren ist das neue Vergabeprinzip für Netzanschlüsse am Übertragungsnetz (ab 1. April 2026). Statt des bisherigen Windhundprinzips wird die Projektreife bewertet: Flächensicherung, Genehmigungsstand, technisches Konzept und Finanzierungssicherheit. Die Antragspauschale beträgt 50.000 € pro Antrag, die Realisierungskaution 1.500 €/MW.
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Grundsätzlich nein. Bereits erteilte Netzanschlusszusagen bleiben nach der Gesetzesbegründung (BR-Drs. 743/25) bestehen, werden aber auf die neue Rechtsgrundlage (§ 17 Abs. 1 Satz 1 EnWG) überführt. Für Projekte mit hohem Reifegrad und signifikanten Vorinvestitionen empfiehlt sich juristische Prüfung im Einzelfall, da die Änderung keine explizite Bestandsschutzregelung für Energiespeicheranlagen enthält.
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Ja – unbedingt. Bei 720 GW an ausstehenden Netzanschlussanfragen und realen Wartezeiten von mehreren Jahren ist der gesicherte Netzanschlussvertrag ein zentrales Qualitätsmerkmal jedes seriösen PV-Projekts. Ein Projektierer ohne verbindliche Netzanschlusszusage bietet kein vollständiges Investment-Angebot – unabhängig von der Größe der Anlage.
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Co-Location bezeichnet die gemeinsame Nutzung eines Netzverknüpfungspunkts durch PV-Anlage und Batteriespeicher. Nach der KraftNAV-Änderung entfällt die bisher parallele Verfahrensführung beim Netzbetreiber (KraftNAV für Speicher, EEG für PV). Das reduziert Planungskomplexität und Kosten für Speicherprojekte erheblich. Co-Location steigert den IRR von PV-Projekten laut einer aktuellen Studie von 8Energies/Enspired/Goldbeck Solar (Februar 2026) um bis zu 29 %.
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Die Netzentgeltbefreiung nach § 118 Abs. 6 EnWG läuft bis zum 3. August 2029 und ist von der KraftNAV-Änderung nicht berührt. Batteriespeicher, die vor diesem Datum in Betrieb gehen und die technischen Anforderungen erfüllen, profitieren weiterhin von der Befreiung von Netzentgelten – ein wesentlicher Teil des Erlösmodells für Großspeicher.
Quellenangaben
BDEW – Netzanschlussboom bei Großbatteriespeichern erfordert neue Regeln – BDEW-Auswertung 720 GW Pipeline, November 2025
BMWK – Bundeskabinett beschließt Anpassung der KraftNAV, 10. Dezember 2025
pv magazine – Netzanschlussverfahren für Batteriespeicher ab 100 Megawatt nicht mehr nach KraftNAV, 19. Dezember 2025
Gesetze im Internet – KraftNAV – Verordnung zur Regelung des Netzanschlusses von Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie (aktueller Stand)
Görg Rechtsanwälte – Anwendung der KraftNAV auf Großbatteriespeicher, 4. Dezember 2025
Görg Rechtsanwälte – First Ready statt First Come: Neues Netzanschlussverfahren, 27. Februar 2026
Rödl & Partner – KraftNAV – zurück auf Los? Neues Netzanschlussverfahren für Großbatteriespeicher
TransnetBW – Übertragungsnetzbetreiber führen Reifegradverfahren ein, 1. März 2026
Amprion – ÜNB führen Reifegradverfahren für Netzanschlussanträge von Speichern und Großverbrauchern ein
Bundesnetzagentur – Ausbau Erneuerbarer Energien 2025, 8. Januar 2026
Rosin Büdenbender Rechtsanwälte – Änderung der KraftNAV – rechtliche Einordnung
Gleiss Lutz – Neues Vergabeverfahren für Netzanschlüsse: Reifegradverfahren soll Windhundprinzip ablösen
BNE – Bundesverband Neue Energiewirtschaft – Rückmeldung zum Reifegradverfahren für Netzanschlüsse, 2026
Contextcrew – Netzanschluss von Großbatteriespeichern: Anträge für 720 GW Speicherleistung
8Energies / Enspired / Goldbeck Solar via pv magazine – Co-Location: Graustromspeicher erhöhen internen Zinsfuß von PV-Projekten um bis zu 29 %, 23. Februar 2026