Das Ende des Windhundrennens

Kurzfassung: Wer in Deutschland einen großen Netzanschluss wollte, stellte sich an. Die Reihenfolge machte das Eingangsdatum — das Windhundprinzip. 2025 gingen 18.158 Anträge über 573,5 Gigawatt und 1.583 Gigawattstunden ein; zugesagt wurden 54,2 Gigawatt, am Netz stehen 3,6. Seit dem 1. April gilt am Übertragungsnetz ein neues Verfahren: nicht mehr wer zuerst kam, sondern wessen Projekt am weitesten ist. Dieser Text erklärt, wie es abläuft, was es kostet und wo es nicht gilt.

Foto: Windhunde vor dem Start. Der Fachbegriff für die alte Vergaberegel kommt von hier — und er ist kein Spott, er steht so in Behördenpapieren. Via Wikimedia Commons — Public domain / Rudolph.A.furtado

Woher der Hund kommt

Ein Netzbetreiber muss anschließen. Das steht in § 17 des Energiewirtschaftsgesetzes, und es ist einer der wenigen Sätze in diesem Gesetz, die jeder sofort versteht: Wer ans Netz will und die technischen Bedingungen erfüllt, hat einen Anspruch darauf.

Der Satz sagt nur nichts darüber, was passiert, wenn mehr Leute anschließen wollen, als Platz ist. Dafür hatte sich eine Regel eingebürgert, die so einfach ist, dass sie lange niemandem auffiel: Es zählt das Eingangsdatum. Wer seinen Antrag zuerst vollständig einreicht, wird zuerst bedient. Im Behördendeutsch heißt das Windhundprinzip, im internationalen Sprachgebrauch „First come, first served".

Diese Regel hat einen eingebauten Fehler, und der wird erst sichtbar, wenn viele mitrennen. Das Eingangsdatum sagt nämlich nichts darüber aus, ob jemand tatsächlich baut. Ein Antrag kostete faktisch nichts. Also lohnte es sich, früh und oft zu beantragen — auch für Projekte, die noch kein Grundstück hatten, keine Genehmigung, keine Finanzierung. Man sicherte sich einen Platz in der Schlange und entschied später, ob man ihn nutzt.

Wie voll die Schlange wurde

Für die Größenordnung reicht ein Blick auf ein einziges Jahr. Das Monitoring der Bundesnetzagentur weist für 2025 bei den Netzbetreibern 18.158 Anschlussanträge für Batteriespeicher aus, zusammen 573,5 Gigawatt Leistung und 1.583 Gigawattstunden Speicherkapazität. Gegenüber 2024 ist die Zahl der Anträge um 194 Prozent gestiegen.

Zugesagt wurde davon deutlich weniger: 1.937 Anschlüsse über 54,2 Gigawatt. Und tatsächlich in Betrieb waren zum Stichtag rund 1.292 Speicher mit 3,6 Gigawatt.

Drei Zahlen, die man nebeneinander lesen muss:

Die beiden Spalten messen Verschiedenes, und beides gehört dazu: Die Leistung in Gigawatt sagt, wie schnell ein Speicher laden und abgeben kann — sie belastet den Anschluss. Die Speicherkapazität in Gigawattstunden sagt, wie lange er das durchhält. Ein Anschluss wird nach Leistung vergeben, den Nutzen für das System bringt die Kapazität. Aus dem Verhältnis lässt sich ablesen, was gebaut werden soll: Die beantragten Projekte kämen im Schnitt auf knapp drei Stunden Volllast, der heutige Bestand nur auf gut anderthalb.

Beantragt wurde also das rund Hundertsechzigfache dessen, was steht. Zum Vergleich: Die höchste Last, die das deutsche Stromnetz je gleichzeitig zu decken hatte, liegt bei etwa 80 Gigawatt. Es sind Anträge für ein Vielfaches des gesamten Landesbedarfs eingegangen — für Speicher allein.

Die Anträge verteilen sich dabei sehr ungleich. 17.775 der 18.158 gingen an Verteilnetzbetreiber, also an die Netzebene, an der auch Ihr Haus hängt; dort wurden rund acht Prozent der Anträge und vier Prozent der beantragten Leistung zugesagt. Beim Übertragungsnetz, den großen Fernleitungen, waren es 383 Anträge über 166,7 Gigawatt.

Damit ist etwas entstanden, das es vorher nicht gab: Der Platz in der Schlange ist selbst zu einem Wert geworden. Wenn nur acht Prozent der Anträge durchkommen, dann ist der wertvollste Teil eines Speicherprojekts nicht die Batterie — die kann jeder kaufen —, sondern die Zusage, sie anschließen zu dürfen. Entsprechend werden solche Projekte gekauft und verkauft. Ein Aufkäufer etwa sammelt derzeit Projektrechte für Batteriespeicher zwischen einem und zehn Megawatt ein und will bis Ende 2027 auf 300 Megawatt kommen; gesucht sind ausdrücklich baureife Projekte, also solche, bei denen die Genehmigungs- und Anschlussfragen schon geklärt sind.

Der Weiterverkauf fertig entwickelter Projekte ist im Anlagenbau nichts Ungewöhnliches. Neu ist, woraus sich der Preis speist: nicht aus dem, was gebaut wurde, sondern aus einer Position in einer Warteliste.

Ein Verfahren, das jeden Antrag einzeln und in der Reihenfolge des Eingangs prüft, kommt damit nicht mehr zurecht. Es war für eine Handvoll Kraftwerksanschlüsse im Jahr gemacht.

Was seit April gilt

Foto: Die 110-kV-Schaltanlage des Umspannwerks Rheinau in Mannheim. Um freie Schaltfelder wie diese geht das ganze Verfahren. Via Wikimedia Commons — CC BY-SA 3.0 / 4028mdk09

Am 5. Februar 2026 haben die vier Übertragungsnetzbetreiber — 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW — ein gemeinsames Konzept vorgelegt. Seit dem 1. April 2026 läuft es: das Reifegradverfahren. Der Grundgedanke steht schon im Namen und im englischen Schlagwort, das die Branche dafür benutzt: nicht „First come, first served", sondern „First ready, first served".

Drei Dinge ändern sich.

Erstens der Takt. Anträge werden nicht mehr einzeln abgearbeitet, sobald sie eintreffen, sondern in Zyklen mit festen Stichtagen. Alle Anträge eines Zyklus werden gemeinsam betrachtet — in einer sogenannten Clusterstudie, die auch die Wechselwirkungen zwischen den Projekten sehen kann. Der erste Zyklus läuft so:

Zweitens ein Eintrittspreis. Ein Antrag kostet jetzt eine Antragspauschale von 50.000 Euro. Wer ein Angebot annimmt, zahlt zusätzlich eine Realisierungskaution von 1.500 Euro je Megawatt. Die Kaution ist kein verlorenes Geld: Bei Realisierung wird sie vollständig auf den später fälligen Baukostenzuschuss angerechnet, und sie verfällt nur, wenn das Projekt aus Gründen scheitert, die beim Antragsteller liegen. Der Zweck ist offensichtlich — Anträge sollen wehtun, damit Karteileichen verschwinden.

Das Wort Baukostenzuschuss

An dieser Stelle lohnt ein Halt, denn eben ist ein Begriff gefallen, der zu den irreführendsten des Energierechts gehört.

Ein Zuschuss ist im Deutschen sonst Geld, das man bekommt — Fahrtkostenzuschuss, Essenszuschuss, Mietzuschuss. Und Baukosten klingt nach den Kosten des eigenen Baus. Wer das Wort zum ersten Mal hört, versteht also: eine Beihilfe zu meinem Anschluss.

Es ist das Gegenteil. Der Baukostenzuschuss ist eine einmalige Zahlung, die der Anschlussnehmer an den Netzbetreiber leistet — und zwar nicht für die eigene Anschlussleitung, sondern als Beteiligung am Ausbau des vorgelagerten Netzes, also an Anlagen, die ihm nicht gehören und anderen ebenfalls dienen.

Den meisten Menschen ist er nie begegnet, und das hat einen Grund: In der Niederspannung wird er erst für den Leistungsanteil oberhalb von 30 Kilowatt erhoben. Ein normaler Hausanschluss bleibt darunter.

Wer ihn am Ende bezahlt, ist die interessantere Frage. Vereinnahmte Baukostenzuschüsse werden zwanzig Jahre lang als kostenmindernde Erlöse gegengerechnet — sie senken also die Netzentgelte für alle übrigen Netzkunden. Umgekehrt heißt das: Was nicht als Zuschuss erhoben wird, zahlen die Netzkunden über das Netzentgelt. Es ist eine Verteilungsfrage zwischen dem, der anschließt, und allen anderen.

Und sie hat eine zweite Stufe. Wer den Zuschuss zahlt, rechnet ihn in seine Preise ein. Vom EEG 2027 an sollen erstmals auch Erzeugungsanlagen ihn entrichten — deren Kosten landen in den Geboten der Ausschreibungen und damit wieder bei der Allgemeinheit. Das Geld wandert im Kreis, und das Wort verdeckt, in welche Richtung.

Drittens eine Rangfolge nach Reife. Reicht die Kapazität an einem Standort nicht für alle, entscheiden Punkte. Vier Kriterien, so gewichtet:

Insgesamt sind im ersten Zyklus elf ungewichtete Punkte erreichbar.

Der Sinn dieser Konstruktion ist klar und in sich schlüssig: Knappe Anschlusskapazität soll an Projekte gehen, die wirklich gebaut werden. Grundstück, Genehmigung, bestellte Transformatoren und eine Bilanz, die den Bau aushält — das sind brauchbare Anzeichen dafür.

Was bei Gleichstand entscheidet

Foto: Wenn die Punkte gleich stehen, entscheidet wieder das Eingangsdatum — und wenn auch das gleich ist, das Los. Via Wikimedia Commons — CC BY 2.0 / Alex Lapuerta

Punktgleichheit ist bei elf möglichen Punkten und Hunderten von Anträgen kein Randfall. Für sie sieht das Verfahren eine Reihenfolge von drei Stichentscheiden vor:

1. Wartezeit. Vorrang hat, wessen ursprünglicher Antrag früher einging. Für den ersten Zyklus gilt eine Einschränkung: Nur Anträge von vor dem 5. Februar 2026, dem Tag der Ankündigung, können sich darauf berufen. Alles danach wird gleich behandelt.
2. Standortgebundenheit. Bleibt es gleich, geht Bedarf an einer bestehenden, ortsgebundenen Entnahmestelle vor.
3. Losverfahren. Hilft auch das nicht weiter, wird gelost.

Der erste Stichentscheid ist das alte Eingangsdatum. Der Hund ist nicht abgeschafft, er läuft im Stechen.

Wo das Verfahren nicht gilt

Hier liegt der Punkt, der in den Meldungen meist untergeht. Das Reifegradverfahren ist eine Vereinbarung der vier Übertragungsnetzbetreiber und gilt für Anschlüsse an ihr Netz — für Bezugs-, Speicher- und Mischanlagen in der Höchstspannung, dazu für Anschlussverstärkungen, die ein Verteilnetzbetreiber wegen eines Großprojekts ab 100 Megawatt braucht.

Die 17.775 Anträge des Jahres 2025 lagen woanders: bei den Verteilnetzbetreibern. Davon gibt es in Deutschland rund 866. Und für sie bleibt die Sache freiwillig — auch nach der Gesetzesreform, die gerade läuft.

Das Netzanschlusspaket hat das Kabinett am 29. Juli 2026 beschlossen; seit dem 8. September liegt es als Regierungsentwurf im Bundestag. Es schafft in neuen §§ 17a und 17b des Energiewirtschaftsgesetzes erstmals eine ausdrückliche Rechtsgrundlage dafür, Anschlussbegehren überhaupt zu priorisieren. Für die Verteilnetze steht dort dieser Satz: Ihre Betreiber sind „berechtigt", die von der Bundesnetzagentur bestätigten Priorisierungsgrundsätze in ihrem Netzgebiet anzuwenden. Berechtigt, nicht verpflichtet.

Genau daran setzt die Kritik der Verbände an. Der Industrie- und Handelskammertag fordert „verbindliche statt optionaler Kriterien"; auch Erneuerbaren-Verbände bemängeln, dass Priorisierung und Kapazitätsreservierung zu unverbindlich ausgestaltet sind. Der Streit läuft, das Gesetz ist noch nicht verabschiedet.

Wie unterschiedlich das ausfällt, zeigen zwei große Netzbetreiber, die sich gerade entgegengesetzt entscheiden:

Netze BW macht mit und geht sogar tiefer, als das Gesetz verlangt: ab dem 1. November 2026, für alle Anlagen ab 950 Kilowatt und für alle Speicher ohne eigene Erzeugung. Die Punkteverteilung ist eine andere als oben — 50 Punkte für die Projektreife, 34 für Standortbindung, 16 für zeitliche Priorität. Der Anlass ist derselbe: 20 Gigawatt an Anfragen in der Hochspannung, 2,2 in der Mittelspannung, über 90 Prozent davon Batteriespeicher — bei einer Höchstlast im eigenen Netz von 7,3 Gigawatt.

E.ON setzt auf einen anderen Hebel. Statt die Schlange neu zu sortieren, will der Konzern sie kürzer machen: mit einem einheitlichen Standard für flexible Anschlussvereinbarungen über alle eigenen Netzbetreiber hinweg, Rollout bis Ende 2026, erprobt am Großspeicher Bollingstedt gemeinsam mit ECO STOR. Die Idee dahinter ist schlicht und für dieses Thema die wichtigste im ganzen Text: Anschluss sofort — dafür Abregelung in den wenigen Stunden, in denen es eng wird. Wer bereit ist, in der Spitze zurückzustecken, muss nicht warten, bis ein dickeres Kabel liegt.

Was bisher niemand weiß

Der erste Zyklus ist noch nicht durch. Der Stichtag war der 30. Juni, die Angebote kommen bis zum 30. November. Wie viele Anträge eingegangen sind, wie viele die Mindestanforderungen erfüllt haben und wie viel Kapazität vergeben wird — das steht frühestens Ende November fest.

Aus der Branche kommt bereits Kritik, und sie richtet sich weniger gegen den Grundgedanken als gegen die Ausführung. Der Bundesverband Neue Energiewirtschaft bemängelt, dass die Antragspauschale unabhängig von der Projektgröße erhoben wird und kleine Entwickler damit härter trifft als große; vor allem aber, dass ein Antragsteller die Kaution zahlen soll, ohne verbindlich zu wissen, wann er angeschlossen wird und welche Abregelungspflichten für ihn gelten werden. Eine Branchenallianz aus 17 Unternehmen, darunter Enpal, Lichtblick und Octopus Energy, hat am 1. September einen Gesetzentwurf mit 30 Maßnahmen vorgelegt, der vor allem auf die Verteilnetzebene zielt: einheitliche und digitale Verfahren bei allen 866 Netzbetreibern, pauschalierter Schadensersatz bei Pflichtverstößen, Viertelstundenwerte und dynamische Netzentgelte.

Zum Anhören

Am selben Tag, an dem dieser Beitrag entstand, ist im ARD Klima Update eine Folge erschienen, die denselben Gegenstand behandelt: „Batteriespeicher boomen — aber wie kriegen wir sie ans Netz?" (17. September 2026, rund 33 Minuten). Host Marcus Schödel spricht mit dem NDR-Journalisten Nils Naber über den Kampf um Netzanschlüsse, der Speicherprojekte ausbremst, und mit dem Energie-Ökonomen Andreas Löschel von der Ruhr-Universität Bochum über die Frage, ob das Netzanschlusspaket der Bundesregierung das löst.

Zwei Punkte daraus ergänzen, was hier steht. Der erste ist der Vergleich mit Kalifornien, wo große Speicher abends Solarstrom zurückgeben und Gaskraftwerke deshalb ausgeschaltet bleiben — und wo die Strompreise trotzdem vergleichsweise hoch sind. Der zweite ist ein Hinweis, den wir aus anderer Richtung kennen: Neben dem Anschlussverfahren fehlt die Digitalisierung der Stromnetze. Wer nicht misst, was in seinem Netz vorgeht, muss für den ungünstigsten denkbaren Fall planen — das ist dieselbe Lücke, die in Blindflug im Netz beschrieben ist.

Zu hören bei NDR und auf YouTube.

Was die Umstellung leistet

Die Umstellung war fällig. Sie beantwortet die Frage, wer von den Wartenden drankommt, und sie beantwortet sie besser als ein Eingangsstempel.

Die andere Frage beantwortet sie nicht: wo ein Anschluss dem Netz eigentlich nützt. Darum geht es im nächsten Beitrag.

Quellen

• Zeitplan des ersten Zyklus, Phasen, Gewichtung der Kriterien (Tabelle 10), Kriterium D1 Projekthybridisierung mit Mindestleistung 100 MW (Tabelle 9), Antragspauschale 50.000 Euro, Realisierungskaution 1.500 Euro/MW, Vorgehen bei Punktegleichheit (Kapitel 4.3), Geltungsbereich nach VDE 4120/4130 — Verfahrensdokumentation „Reifegradverfahren für Netzanschlüsse an das Übertragungsnetz", Version 1.1 vom 27.04.2026, 50Hertz/Amprion/TenneT/TransnetBW
• Anträge und Zusagen 2025 (18.158 Anträge / 573,5 GW / 1.583 GWh; 1.937 Zusagen / 54,2 GW / 142,4 GWh; Aufteilung Verteil- und Übertragungsnetz; Bestand 1.292 Anlagen / 3,6 GW) — Monitoring der Bundesnetzagentur über SMARD, wiedergegeben im pv magazine, 25.08.2026
• Anschlusspflicht — § 17 EnWG
• Baukostenzuschuss: einmalige Zahlung des Anschlussnehmers an den Netzbetreiber für Herstellung und Verstärkung des vorgelagerten Netzes; in der Niederspannung erst oberhalb von 30 Kilowatt; zwanzig Jahre lang netzentgeltmindernd als kostenmindernder Erlös angesetzt — Bundesnetzagentur, Baukostenzuschüsse
• Baukostenzuschuss erstmals für Erzeugungsanlagen — Regierungsentwurf EEG 2027, Kabinettsbeschluss 29.07.2026 (siehe Blog 208)
• Priorisierung von Anschlussbegehren in neuen §§ 17a und 17b EnWG; § 17b Absatz 2 Satz 1 im Wortlaut: Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen „sind berechtigt, die von der Bundesnetzagentur bestätigten Grundsätze zur Priorisierung von Netzanschlussbegehren entsprechend in ihrem Netzgebiet anzuwenden" — Netzanschlusspaket, Kabinettsbeschluss 29.07.2026, BT-Drs. 21/7866, im Bundestag eingegangen 08.09.2026; Normtext nachgelesen im Referentenentwurf, Bearbeitungsstand 17.04.2026
• Forderung nach „verbindlichen statt optionalen Kriterien"; Kritik an zu geringer Verbindlichkeit von Priorisierung und Reservierung — Stellungnahmen von DIHK, BEE, BWE und ARGE NETZ zum Gesetzentwurf
• Markt für Projektrechte: Ankauf von Batteriespeicher-Projekten zwischen 1 und 10 MW, Ziel 300 MW bis Ende 2027, Schwerpunkt auf baureifen Projekten — Unternehmensmeldung aurivolt, 03.09.2026
• Netze BW: Verfahren ab 01.11.2026, Schwelle 950 kW, Punkteverteilung 50/34/16, 20 GW Hochspannung und 2,2 GW Mittelspannung angefragt, Höchstlast 7,3 GW — pv magazine, 13.08.2026
• E.ON: einheitlicher Standard für flexible Anschlussvereinbarungen, Rollout bis Ende 2026, Erprobung am Speicher Bollingstedt mit ECO STOR — Unternehmensmeldung, wiedergegeben bei windmesse.de
• Kritik an Antragspauschale, Kaution und fehlender Verbindlichkeit zu Anschlusstermin und Restriktionen — Bundesverband Neue Energiewirtschaft, Rückmeldung zum Reifegradverfahren
• Podcast-Folge „Batteriespeicher boomen — aber wie kriegen wir sie ans Netz?", ARD Klima Update, 17.09.2026, rund 33 Minuten, Host Marcus Schödel mit Nils Naber (NDR) und Andreas Löschel (Ruhr-Universität Bochum) — NDR · YouTube. Wiedergegeben ist die Ankündigung der Folge, nicht der Gesprächsverlauf.
• 30 Maßnahmen, 17 Unternehmen, rund 866 Verteilnetzbetreiber — Branchenallianz EDA, 01.09.2026, Meldung

Zum Weiterlesen

• Die Kupferplatte im Kopf — warum auch das neue Verfahren nicht fragt, wo ein Anschluss nützt
• Der Platz neben dem Trafohäuschen — was stattdessen zu tun wäre
• Die Rechnung endet am Zaun — warum die günstigste Kilowattstunde nicht die billigste ist
• Was im Trafohäuschen passiert — die Netzebene, an der 17.775 dieser Anträge landen

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