VERTEILNETZE · 9. JUNI 2026
E3/DCPfingst-Sonne: Keine Überlastung im Verteilnetz messbar
Der Speicherhersteller E3/DC hat über Pfingsten die Netzspannung an 110.000 PV-Hausanschlüssen gemessen. Selbst zur Mittagsspitze blieben vier von fünf Anschlüssen im grünen Bereich. Eine flächige Überlastung im Verteilnetz ist nicht erkennbar.
Der Osnabrücker Hauskraftwerke-Hersteller E3/DC hat über das Pfingstwochenende 2026 die Netzspannung an rund 110.000 Hausanschlüssen mit Photovoltaik und Heimspeicher gemessen und in einem Whitepaper ausgewertet. Das Ergebnis: Zur Mittagsspitze lagen rund 80 Prozent der Anschlüsse komfortabel im zulässigen Spannungsband. Etwa 18 Prozent erreichten den oberen Warnbereich zwischen 243 und 253 Volt, und nur 0,15 Prozent überschritten den Grenzwert von 253 Volt und schalteten kurzzeitig ab.
Oder kurz: Keine Überlastung im Verteilnetz erkennbar.
Die Daten widersprechen der verbreiteten Annahme, der Solarausbau bringe die Niederspannungsnetze an ihre Grenze. Erst am 1. Mai 2026 war diese Sorge wieder Thema, als der Strompreis auf minus 855 Euro pro Megawattstunde fiel und Fachleute zum freiwilligen Abschalten der PV-Anlagen rieten. Auch Bayern mit längeren Leitungen und höherer Anlagendichte zeigt in den Messungen kein strukturell schlechteres Bild als der Bundesdurchschnitt.
So hat E3/DC die Überlastung im Verteilnetz gemessen
Jedes Hauskraftwerk von E3/DC misst am Netzanschlusspunkt die Spannung, den für den Netzzustand entscheidenden Wert. Über das gesamte Pfingstwochenende wurden diese Werte stündlich erfasst. Das verlängerte Wochenende mit viel Sonne und wenig Verbrauch erzeugt die höchste Spannungsbelastung des Jahres.
Die Messpunkte sind nach Angaben des Unternehmens kein repräsentativer Querschnitt, sondern gezielt jene Hausanschlüsse mit eigener Erzeugung, an denen der Spannungshub am größten ist. Dass die Werte selbst in dieser zugespitzten Auswahl überwiegend im grünen Bereich liegen, macht den Befund nach Darstellung von E3/DC belastbar. Energy Systems Engineer Nicolas Bartholomäus fasst das so zusammen: „Die Situation ist vollständig beherrschbar."
Der begrenzende Faktor ist demnach nicht die Strombelastbarkeit der Leitungen, sondern die Spannungshaltung. Eine Einschränkung benennt das Whitepaper selbst: Die Spannung zeigt Netzstress und Flussrichtung zuverlässig an, ist aber kein Leistungsmesser. Über die tatsächlich durch die Transformatoren geflossene Energiemenge sagt sie allein nichts aus.
Was die Daten für den weiteren PV-Ausbau bedeuten
E3/DC liest aus den Daten kein grünes Licht für Untätigkeit, sondern einen Frühindikator. Der Anteil im oberen Warnbereich wächst mit jedem Zubau, heute ist er beherrschbar. Als wirksamsten netzseitigen Hebel nennt das Unternehmen den regelbaren Ortsnetztransformator, der Nieder- und Mittelspannung entkoppelt und im Landnetz die anschließbare PV-Leistung verdreifacht.
Der Engpass ist dabei nicht die Technik, sondern ihr Verbreitungsgrad. Erst ein kleiner Bruchteil der rund 600.000 Ortsnetzstationen ist regelbar oder digital ausgestattet, der Spitzenreiter unter den Netzbetreibern meldet bislang rund 10.000 digitale Stationen. Diesen zögerlichen Ausbau einer verfügbaren und reversiblen Lösung bezeichnet E3/DC als einen der zentralen Verhinderer für mehr lokale Photovoltaik.
Anlagenseitig wirken größere, prognosebasiert betriebene Heimspeicher. Lädt ein Speicher gezielt erst in den Mittagsstunden voll, kappt er die Einspeisespitze und senkt die Abregelung von rund acht auf etwa zwei Prozent des Jahresertrags. Darauf verweist E3/DC im Whitepaper. Auch bidirektionales Laden von Elektroautos verschiebt lokale Überschüsse in die Abendstunden.
Die politische Konsequenz für Kleinanlagen
Aus dem Befund leitet E3/DC eine Forderung an den Gesetzgeber ab. Der Arbeitsentwurf des Bundeswirtschaftsministeriums zur EEG-Novelle 2027 sieht vor, die feste Einspeisevergütung für neue Anlagen bis 25 kWp zum 1. Januar 2027 zu streichen und eine verpflichtende Direktvermarktung einzuführen.
E3/DC-Chef Andreas Piepenbrink hält das für den falschen Weg. Anlagen bis 30 kWp sollten weiterhin nicht in die Direktvermarktung gezwungen werden, weil ihr eingespeister Strom physikalisch den Weg des geringsten Widerstands nimmt und so ohnehin zum nächstgelegenen Verbraucher fließt. „Physikalisch betrachtet ist Energy Sharing bereits im Ortsnetz vorhanden." Den abrupten Wegfall der Vergütung sollte der Bundestag nach Ansicht des Unternehmens nicht beschließen.
Den Mechanismus der lokalen Stromnutzung adressiert auch der zum 1. Juni gestartete Rechtsrahmen für Energy Sharing nach Paragraf 42c EnWG. Steuerbarkeit und Investitionssicherheit schließen sich dabei nicht aus. Paragraf 14a EnWG erlaubt Netzbetreibern seit 2024, steuerbare Einrichtungen in seltenen Engpassfällen auf 4,2 Kilowatt zu dimmen, ein vollständiges Abschalten ist ausgeschlossen. Im Gegenzug greift die Anschluss- und Netzausbaupflicht des EEG, nach der ein Anschluss nicht wegen drohender Netzüberlastung verweigert werden darf.
