Was ändert die KraftNAV-Reform für PV-Investoren und Betriebe?
Die KraftNAV entscheidet, wer wann ans Netz kommt. Seit der Änderung vom Dezember 2025 ist sie für PV-Freiflächenprojekte und Batteriespeicher einer der wichtigsten Hebel — auch für Anlagen, die gar nicht in ihren Anwendungsbereich fallen.
Die kurze Antwort
Die KraftNAV gilt für Netzanschlüsse ab 110 kV und 100 MW. Die Änderung vom 24. Dezember 2025 nimmt Batteriespeicher aus der Behandlung als konventionelle Kraftwerke heraus und öffnet den Weg vom Windhundprinzip zum Reifegradverfahren. Für kleinere PV-Anlagen gilt sie nicht direkt — spürbar wird sie über die Warteschlange am Umspannwerk, in der zuletzt rund 720 GW Anschlussanfragen standen.
Die Kraftwerks-Netzanschlussverordnung galt jahrelang als Nebenschauplatz. Seit der Änderung vom Dezember 2025 ist die KraftNAV für PV-Investoren und Batteriespeicher-Projekte einer der wichtigsten Hebel: Sie entscheidet, wer wann ans Netz kommt. Dieser Beitrag ordnet ein, was sich geändert hat, welche Anlagen betroffen sind und welche Fristen 2026 und 2027 zählen.
Was regelt die KraftNAV — und für wen gilt sie?
Die KraftNAV regelt den Netzanschluss großer Erzeugungsanlagen an das Höchst- und Hochspannungsnetz. Sie greift ab einer Anschlussspannung von 110 Kilovolt und einer Nennleistung von 100 Megawatt. Für PV-Dachanlagen und Freiflächenanlagen im einstelligen Megawattbereich gilt sie damit nicht unmittelbar.
Wichtig ist der indirekte Effekt. Die KraftNAV bestimmt, wie Netzbetreiber knappe Anschlusskapazität vergeben. Wer in derselben Netzregion einspeisen will, konkurriert mit diesen Großprojekten um dieselben Umspannwerke — auch dann, wenn die eigene Anlage nie in den Anwendungsbereich der Verordnung fällt.
Batteriespeicher waren dabei lange ein Sonderfall. Sie sind weder klassische Erzeuger noch reine Verbraucher, und die Verordnung war auf sie nicht zugeschnitten. Genau an dieser Stelle setzt die Änderung an.
Warum das Windhundprinzip zum Problem wurde
Anschlusskapazität wurde nach dem Windhundprinzip vergeben: Wer zuerst anfragt, kommt zuerst zum Zug. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft bezifferte die offenen Anschlussanfragen im November 2025 auf rund 720 Gigawatt — bei einer installierten Erzeugungsleistung von etwa 263 Gigawatt in Deutschland.
Ein erheblicher Teil dieser Anfragen entfiel auf Projekte, die nie gebaut werden. Reservierte Kapazität blockierte damit reale Vorhaben. Die Folge war paradox: Baureife Projekte mit Finanzierung, Fläche und Genehmigung standen hinter Anfragen, die nie zu einer Anlage führen würden.
Der Bundesgerichtshof hat diese Praxis in seinem Beschluss vom 15. Juli 2025 (EnVR 1/24) aufgegriffen und den Netzbetreibern mehr Spielraum bei der Vergabe zugestanden. Damit war der Weg für eine Reform der Verordnung frei.
Was die Änderung vom Dezember 2025 bewirkt
Die Änderungsverordnung wurde am 24. Dezember 2025 verkündet (BGBl. 2025 I Nr. 368). Der Kern steht in einem geänderten Satz in § 1 Abs. 1 KraftNAV: Batteriespeicher werden nicht mehr automatisch wie konventionelle Kraftwerke behandelt. Das bisherige Kostenprivileg für Speicher entfällt.
Praktisch bedeutet das dreierlei. Erstens werden Anschlusskosten für Speicher nicht mehr pauschal wie bei Erzeugungsanlagen verteilt. Zweitens können Netzbetreiber Speicher flexibler in bestehende Anschlusspunkte integrieren. Drittens öffnet sich der Weg für ein Vergabeverfahren, das nicht mehr allein auf dem Zeitpunkt der Anfrage beruht.
Für Freiflächenprojekte mit geplantem Speicher ist das die relevanteste Änderung der vergangenen zwei Jahre. Sie entscheidet darüber, ob ein Speicher am selben Anschlusspunkt realisiert werden kann oder ein eigenes Verfahren braucht.
Welche PV-Anlagen betroffen sind — und welche nicht
Nicht betroffen sind Dachanlagen im Nieder- und Mittelspannungsnetz sowie Freiflächenanlagen unterhalb der 110-Kilovolt-Schwelle. Direkt betroffen sind Großprojekte ab 100 Megawatt am Hochspannungsnetz. Indirekt betroffen ist die große Mehrheit — über die Wartezeit am Umspannwerk.
Für Dach- und kleinere Freiflächenanlagen richtet sich der Anschluss weiter nach dem EEG und den technischen Anschlussregeln, nicht nach der KraftNAV. In Deutschland gibt es nur eine überschaubare Zahl von Solarparks oberhalb der 100-Megawatt-Schwelle; praktisch relevanter ist die Verordnung für Wind und Speicher.
Der praktische Nutzen liegt in der Warteschlange: Wenn Karteileichen herausfallen, rücken reale Projekte nach. Wer ein Freiflächenprojekt in einer Region mit angespannter Netzsituation plant, profitiert davon unmittelbar — auch ohne selbst unter die Verordnung zu fallen.
Co-Location: Speicher am Solarpark werden einfacher
Co-Location bezeichnet den Batteriespeicher am selben Netzanschlusspunkt wie die PV-Anlage. Der Bundesverband Solarwirtschaft geht davon aus, dass rund 90 Prozent der neuen Solarparks mit Speicher geplant werden. Der gemeinsame Anschlusspunkt spart typischerweise 50.000 bis 150.000 Euro gegenüber zwei getrennten Anschlüssen.
Auch die Erlösseite verbessert sich. Eine Whitepaper-Auswertung vom Februar 2026 weist für co-lozierte Anlagen einen Kapitalwert-Vorteil von rund 29 Prozent gegenüber der Stand-alone-Variante aus. Wie sich die Erlösquellen im Detail stapeln lassen, ordnet der Beitrag zu PV mit Batteriespeicher und Co-Location ein.
Hinzu kommt die Netzentgeltbefreiung nach § 118 Abs. 6 EnWG. Speicher, die innerhalb von 18 Jahren ab dem 4. August 2011 in Betrieb gehen, sind 20 Jahre lang von den Netzentgelten auf den Bezugsstrom befreit. Das Zeitfenster endet damit Anfang August 2029. Ob die Befreiung darüber hinaus fortgeführt wird, ist im laufenden AgNes-Verfahren offen — die Einordnung dazu steht im Beitrag zur AgNes-Reform und den Netzentgelten 2026.
Das Reifegradverfahren: Anschluss nach Projektreife
Seit dem 1. April 2026 erproben Netzbetreiber ein Reifegradverfahren. Statt des Zeitstempels entscheidet der nachgewiesene Projektstand: Flächensicherung, Genehmigung, Finanzierung und Liefervertrag für die Hauptkomponenten. Das Verfahren läuft in drei Phasen — Voranfrage, Reifegradnachweis, verbindliche Zusage.
Wer die Nachweise nicht fristgerecht liefert, verliert den Platz in der Warteschlange. Auch die Kostenstruktur ändert sich: Die Bearbeitungsgebühr steigt auf 50.000 Euro Grundbetrag plus 1.500 Euro je Megawatt; zuvor lag sie bei rund 1.000 Euro je Megawatt. Die höhere Gebühr ist gewollt — sie verteuert unernste Anfragen.
Netze BW hat das Verfahren als einer der ersten Verteilnetzbetreiber ausgeweitet und wendet es auf Anschlussbegehren ab 950 Kilowatt sowie auf Stand-alone-Speicher an. Für Projektierer heißt das: Der Nachweisaufwand beginnt deutlich unterhalb der KraftNAV-Schwelle.
Kritik gibt es an der Bewertungstiefe. Die Bundesnetzagentur fordert von den Netzbetreibern transparente und einheitliche Kriterien, damit aus dem Reifegrad kein Ermessensspielraum wird.
Was das für Investoren bedeutet
Für Investoren verschiebt die Reform den Prüfschwerpunkt: Nicht der Zeitpunkt der Anschlussanfrage entscheidet, sondern die Nachweisfähigkeit des Projekts. Netzanschlussstatus, Reifegrad-Dokumentation und eine vorbereitete Speicheroption werden damit kaufpreisrelevant.
Drei Punkte gehören in jede Due Diligence. Erstens der Netzanschlussstatus: Liegt eine verbindliche Zusage vor oder nur eine Voranfrage? Zweitens die Reifegrad-Dokumentation — Flächensicherung, Genehmigung und Komponentenvertrag. Drittens die Speicheroption: Ein Projekt mit vorbereitetem Co-Location-Anschluss ist am Sekundärmarkt anders zu bewerten als eines ohne.
Parallel läuft die Umstellung der Förderung. Nach Artikel 19d der Strommarkt-Verordnung in der Fassung der Verordnung (EU) 2024/1747 müssen direkte Preisstützungen für Verträge, die ab dem 17. Juli 2027 geschlossen werden, als zweiseitige Differenzverträge ausgestaltet sein. Der deutsche Regierungsentwurf für das EEG 2027 hat am 29. Juli 2026 das Kabinett passiert; Bundestag und Bundesrat beraten noch. Anlagen, die bis Ende 2026 in Betrieb gehen, behalten ihren Bestandsschutz. Die Details ordnet der Beitrag zur CfD-Pflicht ab 2027 ein.
Was das für Betriebe mit eigener Anlage bedeutet
Am Anschlussverfahren für gewerbliche Anlagen ändert die KraftNAV nichts. Relevant ist sie über den Umweg: Wo Netzkapazität knapp ist, verzögern sich auch gewerbliche Anschlüsse. Der Renditetreiber bleibt der vermiedene Netzbezug — der BDEW weist für Neuverträge kleiner und mittlerer Industrie im April 2026 16,7 Cent je Kilowattstunde aus.
Kleinere Gewerbeabnahmen unterhalb von 20 Megawattstunden liegen nach Angaben des Statistischen Bundesamtes deutlich darüber. Jede selbst verbrauchte Kilowattstunde ersetzt diesen Bezug — das ist der eigentliche Hebel, nicht die Einspeisevergütung.
Für die Speicherauslegung haben sich zwei Faustformeln bewährt: rund eine Kilowattstunde nutzbare Kapazität je Kilowatt-Peak Anlagenleistung für die Eigenverbrauchsoptimierung, und bei Lastspitzenkappung die Auslegung nach der zu kappenden Leistung statt nach der Kapazität.
Steuerlich bleibt das Zeitfenster bis Ende 2027 offen. Investitionsabzugsbetrag (bis 50 Prozent, § 7g Abs. 1 EStG), Sonderabschreibung (40 Prozent, § 7g Abs. 5 EStG) und degressive Abschreibung greifen zusammen. Die degressive AfA beträgt höchstens das Dreifache der linearen Abschreibung, gedeckelt bei 30 Prozent — bei Photovoltaik mit 5 Prozent linearer AfA sind das 15 Prozent, bei Batteriespeichern werden die 30 Prozent erreicht. Kumuliert lassen sich über zwei Jahre bis zu 77,5 Prozent ansetzen; im Investitionsjahr allein sind es 27,5 Prozent, weil der Investitionsabzugsbetrag bereits im Vorjahr anfällt. Der Beitrag zur Photovoltaik-Abschreibung rechnet das im Detail durch.
Nicht vergessen: Die Anmeldung im Marktstammdatenregister muss innerhalb eines Monats nach Inbetriebnahme erfolgen.
Kennzahlen im Überblick
Die sechs Werte, die bei KraftNAV-Fragen am häufigsten gebraucht werden — mit Stand und Quelle. Alle Angaben beziehen sich auf den Stand August 2026.
| Kennzahl | Wert | Quelle / Stand |
|---|---|---|
| Anwendungsschwelle KraftNAV | ab 110 kV und 100 MW | § 1 Abs. 1 KraftNAV |
| Offene Netzanschlussanfragen | rund 720 GW | BDEW, November 2025 |
| Reifegradverfahren in Erprobung | seit 1. April 2026 | Netzbetreiber, 2026 |
| Bearbeitungsgebühr Anschlussantrag | 50.000 € + 1.500 €/MW | Reifegradverfahren, 2026 |
| Speicher-Netzentgeltbefreiung | Inbetriebnahme bis Anfang August 2029 | § 118 Abs. 6 EnWG |
| CfD-Pflicht für neue Förderverträge | ab 17. Juli 2027 | Art. 19d VO (EU) 2024/1747 |
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Häufige Fragen
Gilt die KraftNAV für meine PV-Dachanlage?
Nein. Die KraftNAV greift erst bei einer Anschlussspannung ab 110 Kilovolt und einer Leistung ab 100 Megawatt. Dachanlagen im Nieder- und Mittelspannungsnetz fallen nicht darunter. Betroffen sind Sie nur indirekt über die Auslastung des regionalen Netzes.
Was hat sich zum Dezember 2025 geändert?
Die Änderungsverordnung vom 24. Dezember 2025 hat den Anwendungsbereich in § 1 Abs. 1 KraftNAV neu gefasst. Batteriespeicher werden nicht mehr automatisch wie konventionelle Kraftwerke behandelt, das bisherige Kostenprivileg entfällt, und der Weg für ein Vergabeverfahren nach Projektreife ist frei.
Was ist das Reifegradverfahren?
Ein Vergabeverfahren, bei dem nicht der Zeitpunkt der Anfrage zählt, sondern der nachgewiesene Projektstand. Geprüft werden Flächensicherung, Genehmigung, Finanzierung und Komponentenverträge. Es läuft seit dem 1. April 2026 in Erprobung; Netze BW wendet es ab 950 Kilowatt an.
Bis wann muss ein Speicher in Betrieb sein, um netzentgeltbefreit zu sein?
Nach § 118 Abs. 6 EnWG sind Speicher befreit, die innerhalb von 18 Jahren ab dem 4. August 2011 in Betrieb genommen werden. Das Zeitfenster endet Anfang August 2029. Die Befreiung gilt dann 20 Jahre ab Inbetriebnahme für den Bezug der zu speichernden Energie.
Ab wann gilt die CfD-Pflicht?
Nach Artikel 19d der Strommarkt-Verordnung müssen direkte Preisstützungen für Verträge ab dem 17. Juli 2027 als zweiseitige Differenzverträge ausgestaltet sein. Der deutsche EEG-2027-Entwurf hat am 29. Juli 2026 das Kabinett passiert, ist aber noch nicht verabschiedet.
Lohnt sich ein Speicher am Solarpark jetzt eher?
In vielen Fällen ja. Der gemeinsame Anschlusspunkt spart typischerweise 50.000 bis 150.000 Euro, und co-lozierte Projekte weisen nach einer Auswertung vom Februar 2026 einen um rund 29 Prozent höheren Kapitalwert aus. Entscheidend bleibt die konkrete Netzsituation vor Ort.
Fazit
Die KraftNAV-Änderung ist keine Detailkorrektur, sondern ein Systemwechsel bei der Vergabe knapper Netzkapazität. Für Großprojekte gilt sie unmittelbar, für alle anderen über die Warteschlange. Wer 2026 ein Freiflächenprojekt oder einen Gewerbespeicher plant, sollte den Netzanschluss früher und mit besserer Dokumentation angehen als bisher.
Zwei Fristen gehören dabei in jeden Zeitplan: das Speicher-Zeitfenster nach § 118 Abs. 6 EnWG bis Anfang August 2029 und die CfD-Umstellung für Verträge ab dem 17. Juli 2027. Wie sich ein Projekt danach rechnet, zeigen die Beiträge zu § 14a EnWG und Batteriespeichern und zur Freiflächen-Photovoltaik.
Wichtiger Hinweis: Dieser Beitrag dient ausschließlich der allgemeinen Information und stellt keine Anlage-, Steuer- oder Rechtsberatung dar. Angaben zu Rendite, Ertrag, Erlösen, Pacht und Kosten sind Beispielrechnungen oder Marktbeobachtungen zum genannten Stand und keine Zusage künftiger Ergebnisse; die tatsächlich erzielbaren Werte hängen von Standort, Anlagenauslegung, Vertragsgestaltung und Marktentwicklung ab. Die dargestellte Rechtslage gibt den Stand zum genannten Datum wieder. Soweit auf Entwürfe Bezug genommen wird, handelt es sich nicht um geltendes Recht; Änderungen im weiteren Verfahren sind möglich. Regulatorische Verfahren zu KraftNAV, Reifegradverfahren, AgNes und EEG 2027 laufen; der Verfahrensstand ist vor einer Investitionsentscheidung erneut zu prüfen. Vertragspartner für PV-Direktinvestments ist mediplan Helm e.K. mit persönlicher Inhaberhaftung nach §§ 1, 17, 19 HGB. Für Ihre individuelle Situation wenden Sie sich an einen zugelassenen Steuerberater, Rechtsanwalt oder Anlageberater. Alle Angaben ohne Gewähr. Stand: August 2026.
Quellenangaben
- Kraftwerks-Netzanschlussverordnung (KraftNAV) — Anwendungsbereich § 1 Abs. 1
- § 118 EnWG — Netzentgeltbefreiung für Speicher, Abs. 6
- Verordnung (EU) 2024/1747 — Art. 19d, zweiseitige Differenzverträge ab 17.07.2027
- § 7g EStG — Investitionsabzugsbetrag und Sonderabschreibung
- Bundesnetzagentur — Anforderungen an das Reifegradverfahren
- BDEW — Strompreisanalyse April 2026 (Industriestrompreis Neuverträge) und Netzanschlussanfragen, November 2025
- BGH, Beschluss vom 15.07.2025, EnVR 1/24 — Kapazitätsvergabe im Netzanschluss
Stand: August 2026. Verwandte Beiträge: Netzentgelte 2026 und die AgNes-Reform, PV mit Batteriespeicher, CfD-Pflicht 2027.
