Die Kupferplatte im Kopf

Kurzfassung: Das neue Verfahren für Netzanschlüsse fragt, wie weit ein Projekt ist. Es fragt nicht, wo es steht. Von hundert Punkten entfallen zehn auf „Netz- und Systemnutzen", und dieser Posten besteht aus einer einzigen Frage: ob mehrere Anlagen sich einen Anschlusspunkt teilen. Kein Kriterium prüft, ob ein Speicher dort einen Engpass entlastet oder einen schafft. Das folgt aus einem Modell, in dem Deutschland ein einziger Punkt ist.

Foto: Kupfer. In den Modellen, mit denen der deutsche Strommarkt rechnet, besteht das ganze Land daraus — eine Platte ohne Widerstand, auf der jede Kilowattstunde überall gleich schnell ankommt. Via Wikimedia Commons — CC BY-SA 4.0 / Lupus in Saxonia

Was „Kupferplatte" bedeutet

Der Begriff stammt aus der Modellrechnung und ist dort eine bewusste Vereinfachung. Man tut so, als wäre das gesamte deutsche Stromnetz eine Platte aus Kupfer: Wer irgendwo einspeist, speist überall ein; wer irgendwo entnimmt, entnimmt überall. Keine Leitung ist zu dünn, keine Strecke zu lang, nichts wird warm. Das Netz hat in dieser Rechnung kein Innenleben.

Die Vereinfachung war einmal harmlos. In einem System aus einigen hundert Großkraftwerken, die in der Nähe der Industrie standen, lag man damit nicht weit daneben.

Heute erzeugt sie eine merkwürdige Lage. Der deutsche Großhandelsmarkt hat genau einen Preis — Deutschland und Luxemburg bilden seit Oktober 2018 eine gemeinsame Gebotszone. Die Börse rechnet morgens aus, wer liefert und wer zahlt, und nimmt dabei an, dass jede erzeugte Kilowattstunde jeden Verbraucher erreichen kann.

Erst danach schaut jemand nach, ob das physikalisch geht. Und wenn nicht, wird korrigiert: Kraftwerke im Norden fahren herunter, Kraftwerke im Süden hoch, Windräder werden abgeregelt. Das heißt Redispatch, und es kostet Geld — 3,071 Milliarden Euro waren es im Jahr 2025 für das Engpassmanagement insgesamt. Es ist der Preis dafür, dass der Markt eine Karte benutzt, auf der keine Entfernungen stehen.

Was der Preis deshalb nicht sagen kann

Ein einheitlicher Preis hat eine Eigenschaft, die in ruhigen Zeiten bequem und in der jetzigen Lage teuer ist: Er verschweigt den Ort.

Wer in Flensburg einen Großspeicher plant, sieht denselben Börsenpreis wie jemand in Kempten. Die Preiskurve sagt ihm, wann Strom billig ist — sie sagt ihm nichts darüber, wo ein Speicher dem System nützen würde. Dabei ist der Unterschied enorm: Ein Speicher im Norden, der Windstrom aufnimmt, der sonst abgeregelt würde, spart dem System Geld. Derselbe Speicher im Süden, der in einer knappen Stunde zusätzlich lädt, kostet es welches.

Für den Preis, den beide sehen, macht das keinen Unterschied.

Das ist der Punkt, an dem man von Fehlallokation spricht — ein sperriges Wort für einen einfachen Vorgang: Investitionen gehen dorthin, wohin die Signale zeigen, und die Signale zeigen nirgendwohin.

Wonach der Ort dann gewählt wird

Foto: Großbatteriespeicher am Kühlturm des Kraftwerks Weiher im Saarland. Alte Kraftwerksstandorte sind beliebt — nicht weil das Netz dort einen Speicher braucht, sondern weil der Anschluss schon liegt. Via Wikimedia Commons — CC BY-SA 4.0 / Simon Mannweiler

Wenn der Preis den Ort nicht bewertet, entscheidet ihn etwas anderes. In der Praxis sind das: der Grundstückspreis, die Verfügbarkeit einer ausreichend großen Fläche, die Frage, wie weit es zum nächsten Umspannwerk ist, und ob es dort ein freies Schaltfeld gibt. Stillgelegte Kraftwerksareale sind aus genau diesem Grund gefragt — dort liegt bereits ein starker Anschluss.

Das sind alles vernünftige Gründe. Es sind nur keine netzdienlichen. Ob an dieser Stelle ein Speicher das Netz entlastet oder zusätzlich belastet, taucht in keiner dieser Überlegungen auf, weil es sich für den Investor auch nicht auszahlen würde.

Dieselbe Lücke gibt es beim Wasserstoff, und dort ist sie besser untersucht. Ein Elektrolyseur ist ein sehr großer, sehr steuerbarer Stromverbraucher — er könnte gezielt dort stehen, wo sonst abgeregelt wird, und wäre damit eines der wirksamsten Werkzeuge, die das System hätte. Nur gibt es auch hier keine Regel, die ihn dorthin lenkt. Mehrere Untersuchungen — vom Reiner Lemoine Institut, aus dem TransHyDE-Projekt, vom VDE — kommen zum selben Ergebnis: Es fehlt ein zusammenhängender Rahmen für systemdienliche Standorte, und in der Hochlaufphase drohen deshalb Fehlansiedlungen, die sich nachher nicht mehr verschieben lassen. Der Standort entscheidet sich stattdessen an der Nähe zum Abnehmer, an vorhandenen Industrieflächen und daran, wo ein Anschluss schon liegt.

Was im Kriterienkatalog steht

Man könnte erwarten, dass das neue Vergabeverfahren diese Lücke schließt. Es ordnet die Warteschlange schließlich neu und könnte dabei bevorzugen, was dem Netz hilft. Ein Blick in die Verfahrensdokumentation der vier Übertragungsnetzbetreiber zeigt, was tatsächlich gewertet wird:

Bei D lohnt der genaue Blick, denn der Name verspricht genau das, was fehlt. Hinter „Netz- und Systemnutzen" steht im ersten Zyklus ein einziges Unterkriterium: die Projekthybridisierung. Punkte gibt es dafür, dass sich mehrere Technologien — Verbrauch, Speicher, Erzeugung — einen Anschlusspunkt teilen. Einen Punkt für zwei Kategorien, zwei Punkte für drei.

Das ist sinnvoll: Ein gemeinsam genutzter Anschluss spart Anschlusskapazität. Aber es ist eine Aussage über die Bauform des Projekts, nicht über seine Lage. Und es kommt mit einer Schwelle, die alles Kleinteilige ausschließt: Jeder Beteiligte muss mindestens 100 Megawatt mitbringen. Ein Stadtwerk mit einem Quartiersspeicher, der genau an der Stelle steht, an der das Ortsnetz in die Knie geht, erreicht dieses Kriterium nie.

Zur besseren Einordnung: Das Verfahren ignoriert die Physik nicht vollständig. In der Clusterstudie wird sehr wohl gerechnet, ob am beantragten Anschlusspunkt Kapazität frei ist. Nur ist das eine Ja-Nein-Prüfung an der Stelle, die der Antragsteller sich selbst ausgesucht hat. Nichts im Verfahren lenkt ihn an eine bessere Stelle. Das Netz kommt als Schranke vor, nicht als Kompass.

Der Hund im Stechen

Foto: Bei Punktgleichheit greift wieder das Eingangsdatum. Via Wikimedia Commons — CC BY-SA 3.0 / AngMoKio

Es gibt eine Stelle, an der der Ort doch vorkommt — und sie ist aufschlussreich. Stehen zwei Anträge nach Punkten gleich, entscheidet zuerst die Wartezeit, also das alte Eingangsdatum. Erst wenn auch die gleich ist, greift die „Standortgebundenheit", und auch die bedeutet nur: Bedarf an einer bestehenden, ortsgebundenen Entnahmestelle geht vor. Bleibt es dabei, wird gelost.

Der Ort ist damit der zweite Stichentscheid hinter dem Eingangsstempel. Das ist die genaue Rangordnung, um die es hier geht.

Warum das lange nachwirkt

Ein Netzanschluss ist keine Entscheidung für eine Saison. Die Anlage steht zwanzig Jahre und länger, das Schaltfeld ist danach belegt, die Leitung dorthin gebaut und über die Netzentgelte bezahlt. Wer heute Kapazität an einem Punkt vergibt, legt fest, wie dieser Netzabschnitt auf Jahrzehnte benutzt wird.

Daraus folgt der Rest fast von selbst. Steht die Erzeugung dort, wo die Fläche billig war, und der Verbrauch dort, wo er immer war, muss der Strom zwischen beiden transportiert werden — und zwar dauerhaft, jeden Tag, für alles, was diese Anlagen in ihrer Lebenszeit produzieren. Das ist der Netzausbaubedarf, der in jeder Planungsrunde größer wird. Er ist nicht vom Himmel gefallen. Er ist zu einem erheblichen Teil das Ergebnis von Entscheidungen, bei denen niemand nach dem Ort gefragt hat.

Und er wird zweimal bezahlt: einmal über die Netzentgelte für die neuen Leitungen, und in der Zwischenzeit über das Engpassmanagement, das die Folgen zusammenkehrt, bis die Leitung steht.

Wer am Ausbau verdient

Bleibt eine Frage, die man stellen muss, wenn ein System jahrzehntelang in dieselbe Richtung läuft: Gibt es jemanden, für den das günstig ist?

Netzbetreiber sind regulierte Unternehmen. Sie dürfen nicht nehmen, was sie wollen; die Bundesnetzagentur setzt fest, welche Kosten sie über die Netzentgelte hereinholen dürfen. Für neu investiertes Kapital gibt es dabei eine feste Verzinsung — ein Basiszins plus ein Risikoaufschlag von drei Prozentpunkten, gerechnet auf eine Kapitalstruktur von 40 Prozent Eigen- und 60 Prozent Fremdkapital. Wer eine Leitung baut, bekommt darauf also eine über Jahrzehnte gesicherte Rendite.

Und wer stattdessen einen Engpass mit Flexibilität löst — mit einem Speichervertrag, mit gesteuerten Lasten, mit Software —, bekommt das nicht. Solche Lösungen sind aus Sicht des Netzbetreibers Betriebskosten, und Betriebskosten werden in der Regulierung anders behandelt als Investitionen: Sie bringen keine Verzinsung, und sie kommen mit dem Risiko, dass die Behörde sie später nicht vollständig anerkennt.

Fachleute nennen das die CAPEX-OPEX-Asymmetrie, und sie ist einer der besser belegten Konstruktionsfehler der deutschen Netzregulierung. Ein neues Kabel wird verlässlich vergütet; der Vertrag mit einem Aggregator, der dasselbe Problem billiger löst, wird es nicht. Solange das so ist, bleibt der Ausbau für den Netzbetreiber der sichere Weg — auch dann, wenn er volkswirtschaftlich der teurere ist.

Das beschreibt Anreize, keine Absichten. Ein Unternehmen, das die gesicherte Variante wählt, verhält sich genau so, wie die Regeln es nahelegen. Wer will, dass öfter die andere gewählt wird, muss die Regeln ändern — Vorschläge dafür liegen seit Jahren vor, vom Kapitalkostenabgleich bis zu Modellen, die Investitions- und Betriebskosten gleich behandeln.

Die Zonenfrage, kurz

Es gibt eine Lehrbuchantwort darauf, und sie heißt: den Ort in den Preis schreiben. Also die einheitliche Gebotszone teilen, wie es Norwegen, Schweden und Italien seit Langem tun — dann kostet Strom im Norden weniger als im Süden, und ein Speicher rechnet sich dort, wo er hilft.

Diese Antwort ist in Deutschland politisch blockiert, seit es sie gibt, und wir setzen unsere Kraft nicht dort ein. Es gibt einen zweiten Weg, und der ist kleiner, schneller und liegt näher an dem, worum es uns geht: Wenn der Marktpreis den Ort nicht sagt, kann das Netzentgelt ihn sagen — und der Anschluss selbst kann ihn sagen, wenn er an Bedingungen geknüpft wird, statt an eine Warteliste.

Wie das aussieht, steht im nächsten Beitrag.

Quellen

• Gewichtung der Kriterien (A/B/C je 30 %, D 10 %), Kriterium D1 Projekthybridisierung mit Mindestleistung 100 MW je Beteiligtem, Netzberechnung für den beantragten Anschlusspunkt, Vorgehen bei Punktegleichheit (Wartezeit, Standortgebundenheit, Losverfahren) — Verfahrensdokumentation „Reifegradverfahren für Netzanschlüsse an das Übertragungsnetz", Version 1.1 vom 27.04.2026, 50Hertz/Amprion/TenneT/TransnetBW
• Einheitliche Gebotszone Deutschland-Luxemburg seit Oktober 2018 — ENTSO-E, Bidding Zone Review
• Kosten des Engpassmanagements 2025: 3,071 Mrd. Euro — Bundesnetzagentur
• Antragszahlen und Zusagen 2025 — Monitoring der Bundesnetzagentur über SMARD, wiedergegeben im pv magazine, 25.08.2026
• Fehlende Steuerung systemdienlicher Elektrolyseur-Standorte, Risiko von Fehlansiedlungen — Reiner Lemoine Institut, „Netzdienliche Wasserstofferzeugung" (2022), TransHyDE-Kurzanalyse zu systemdienlichen Elektrolyse-Standorten und VDE, „Netzdienliche Integration von Elektrolyseuren"
• Eigenkapitalverzinsung für Neuanlagen: variabler Basiszins plus Wagniszuschlag von 3 Prozentpunkten, Mischzinssatz auf 40 Prozent Eigen- und 60 Prozent Fremdkapital — Festlegung der Bundesnetzagentur zur Eigenkapitalverzinsung von Neuanlagen im Kapitalkostenaufschlag
• CAPEX-OPEX-Asymmetrie: Flexibilität ersetzt Investitions- durch Betriebskosten und wird in der Anreizregulierung nicht gleichwertig behandelt — Öko-Institut, Impulspapier „Innovationen in der Anreizregulierung" und dena-Netzflexstudie

Zum Weiterlesen

• Das Ende des Windhundrennens — wie das neue Verfahren abläuft und was es kostet
• Der Platz neben dem Trafohäuschen — die Antwort eine Netzebene tiefer
• Wer setzt eigentlich den Strompreis? — wie aus vielen Angeboten ein einziger Preis wird
• Abregeln wird billiger — was es kostet, Strom nicht zu erzeugen
• Die Rechnung endet am Zaun — dieselbe Lücke bei der Photovoltaik

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