Es gibt eine Zahl, die im Energiegeschäft gerade jedes Gespräch prägt, und die trotzdem kaum jemand außerhalb der Branche kennt. Für das Jahr 2024 sind bei deutschen Netzbetreibern 9.710 Anschlussanfragen für Batteriespeicher eingegangen, zusammen rund 400 Gigawatt. Zum Vergleich: Die gesamte Jahreshöchstlast in Deutschland liegt bei etwa 80 Gigawatt. Es wollen also fünfmal mehr Speicherleistung ans Netz, als das Land in seiner Spitzenstunde überhaupt verbraucht. Wer verstehen will, warum Speicherprojekte 2026 plötzlich scheitern, obwohl das Geld da ist, muss diese Warteschlange verstehen.
Was wirklich in der Warteschlange steht
Die Bundesnetzagentur hat die Zahlen im November 2025 erstmals systematisch veröffentlicht, und sie sind deutlicher, als es jede Branchenschätzung war. Erfasst sind Batteriespeicher ab der Mittelspannungsebene, private Hausspeicher zählen also nicht mit.
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Angefragt 2024: 9.710 Anschlussanfragen, rund 400 Gigawatt Leistung, rund 661 Gigawattstunden Speicherkapazität.
Zugesagt 2024: rund 3.800 Anschlusszusagen, rund 25 Gigawatt, rund 46 Gigawattstunden.
Tatsächlich in Betrieb: 921 Anlagen, rund 2,3 Gigawatt, rund 3,2 Gigawattstunden.
Diese drei Zeilen erzählen die ganze Geschichte. Von der angefragten zur zugesagten Leistung bleibt ein Sechzehntel übrig. Von der angefragten zur laufenden Leistung bleibt ein Hundertvierundsiebzigstel. Und die Bundesnetzagentur schreibt selbst den entscheidenden Satz dazu: Eine Anschlusszusage verpflichtet nur den Netzbetreiber. Sie ist keine Garantie, dass jemals gebaut wird.
In Stückzahlen sieht es zunächst harmloser aus: Immerhin 39 Prozent der Anfragen bekommen eine Zusage. Der Unterschied zwischen 39 Prozent der Anfragen und 6 Prozent der Leistung sagt aber genau das, was jeder Projektierer aus der Praxis kennt. Zusagen bekommen die kleinen Projekte. Die großen, die im Antrag mit dreistelligen Megawattzahlen stehen, bleiben liegen.
Leistung und Kapazität sind zwei verschiedene Dinge
Ein kurzer Einschub, weil hier die meisten Missverständnisse entstehen. Gigawatt ist Leistung, also wie schnell ein Speicher laden und entladen kann. Gigawattstunden sind Kapazität, also wie lange er das durchhält. Beides zusammen ergibt erst ein Projekt.
Rechne die Zahlen der Bundesnetzagentur einmal gegeneinander: 661 Gigawattstunden geteilt durch 400 Gigawatt ergibt rund 1,65 Stunden. Bei den tatsächlich laufenden Anlagen sind es 3,2 geteilt durch 2,3, also rund 1,4 Stunden. Der deutsche Markt baut also überwiegend kurze, schnelle Speicher. Solche Anlagen verdienen ihr Geld mit Regelleistung und mit dem Handel innerhalb eines Tages, nicht damit, Sommersonne in den Winter zu tragen. Wer bei Batteriespeichern an eine Saisonspeicherung denkt, denkt an eine andere Technologie.
Das ist auch der Grund, warum die 400 Gigawatt so gewaltig klingen und trotzdem nicht bedeuten, dass Deutschland fünfmal überversorgt wäre. Ein Speicher mit 1,65 Stunden Dauer ersetzt kein Kraftwerk. Er glättet Spitzen. Genau deshalb ist die Frage, welche dieser Projekte an welchem Netzpunkt gebaut werden, wichtiger als die Gesamtsumme.
Warum 400 Gigawatt keine seriöse Zahl sind
Jetzt die unbequeme Seite, und ich sage sie als jemand, der selbst Projekte in dieser Pipeline hat. Ein großer Teil dieser Anfragen war nie ein Projekt. Es waren Platzhalter.
Der Grund dafür ist ein Konstruktionsfehler des alten Verfahrens. Ein Netzanschluss wurde nach dem Windhundprinzip vergeben, also nach Eingangsreihenfolge. Wer zuerst kam, mahlte zuerst. Eine Anfrage zu stellen kostete fast nichts, sie zurückzuziehen ebenfalls. Also hat der Markt getan, was jeder rationale Marktteilnehmer in dieser Lage tut: Er hat sich Plätze in der Schlange gesichert, an möglichst vielen Umspannwerken gleichzeitig, für Projekte, die es noch gar nicht gab. Wer eine Fläche und einen Netzverknüpfungspunkt in der Hand hielt, konnte das Paket später weiterverkaufen, auch ohne je einen Bagger zu bestellen.
Der BDEW hat aus einer Umfrage unter Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern eine noch größere Zahl abgeleitet: rund 720 Gigawatt angefragte Anschlusskapazität für Großspeicher insgesamt. Bei den vier Übertragungsnetzbetreibern allein lagen Ende des dritten Quartals 2025 717 Anschlussanträge über 270 Gigawatt, davon 545 Anträge über 211 Gigawatt für Großbatteriespeicher.
Man kann diese Zahlen als Beleg für einen gigantischen Boom lesen. Ehrlicher ist die andere Lesart: Das Anmeldeverfahren hat keine Filterfunktion mehr erfüllt. Und ein Verfahren ohne Filter erzeugt keine Reihenfolge, sondern nur Rauschen. Die Netzbetreiber prüfen dann Hunderte Anfragen, von denen die meisten nie gebaut werden, und binden dabei genau die Kapazität, die den echten Projekten fehlt.
Das Windhundprinzip ist seit April 2026 tot
Genau da setzt die wichtigste Änderung dieses Jahres an, und sie ist an vielen vorbeigegangen. Zum 1. April 2026 haben die vier Übertragungsnetzbetreiber das sogenannte Reifegradverfahren gestartet, zunächst mit einer Informations- und Antragsphase. Es gilt für große Netzkunden, also Batteriespeicher, aber auch Rechenzentren und Elektrolyseure.
Der Wechsel ist fundamental. Anträge werden nicht mehr einzeln nach Eingang bearbeitet, sondern in festen Zyklen gesammelt und gemeinsam bewertet. Übersteigt die Nachfrage die verfügbare Kapazität, bekommt nicht mehr der Schnellste den Anschluss, sondern das reifste Projekt. Vier Kriterien entscheiden darüber:
Erstens die Flächensicherung und der Genehmigungsstand. Wer keinen Pacht- oder Kaufvertrag und keinen belastbaren Stand im Bauleitverfahren vorweisen kann, fällt hinten runter.
Zweitens das technische Anlagen- und Anschlusskonzept. Nicht die Absichtserklärung, sondern die Planung.
Drittens die wirtschaftliche Leistungsfähigkeit des Antragstellers. Wer soll das bezahlen, und womit ist das belegt.
Viertens der Netz- und Systemnutzen des Projekts. Was bringt dieser Speicher an diesem Punkt dem Netz.
Für die Praxis heißt das eine Umkehrung der Reihenfolge, in der die meisten Projekte bisher entwickelt wurden. Bisher galt: erst den Netzanschluss sichern, dann in Ruhe die Fläche und die Finanzierung nachziehen, weil der Anschluss der Flaschenhals war. Jetzt gilt das Gegenteil. Die Fläche ist die Eintrittskarte, nicht das Ergebnis. Wer im Herbst 2026 mit einer Absichtserklärung und einer Landkarte in den Zyklus geht, wird an Projekten vorbeiziehen sehen, die einen unterschriebenen Pachtvertrag über 25 Jahre und eine Baugenehmigung im Ordner haben.
Der Fall, der die Branche wirklich aufgeschreckt hat
Wie ernst die Lage ist, zeigt eine Entscheidung vom 30. März 2026. Die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur hat den Antrag der BESS Germany 1 GmbH gegen den Verteilnetzbetreiber E.ON Edis Netz abgelehnt. Der Netzbetreiber hatte den Anschluss für einen großen Graustromspeicher verweigert, und zwar auch bei reduzierter Leistung. Die Begründung: das Risiko von Versorgungsengpässen im eigenen Netzgebiet. Die Behörde hat das akzeptiert.
Besonders unangenehm für Projektierer ist ein Detail. Der Netzbetreiber hatte keine flexible Netzanschlussvereinbarung angeboten, also einen Vertrag, in dem der Speicher bei angespannter Netzlage abgeregelt werden kann und dafür überhaupt angeschlossen wird. Die Bundesnetzagentur sah darin keinen Fehler, weil solche Verträge angeboten werden können, aber nicht müssen. Anwälte nennen das seither einen Freifahrtschein, Anschlussanfragen mit allgemeinen Behauptungen abzulehnen.
Ob man diese Kritik teilt oder nicht: Die Konsequenz für die Kalkulation ist eindeutig. Ein Netzanschluss ist kein Anspruch, den man einklagen kann, wenn es eng wird. Er ist ein Ergebnis, das man sich erarbeitet, und zwar mit einem Projekt, das dem Netzbetreiber die Entscheidung leicht macht.
Was das für ein konkretes Projekt bedeutet
Wenn ich heute mit jemandem über ein Speicherprojekt spreche, sortiere ich die Fragen anders als noch vor zwei Jahren. Nicht mehr: Wo bekommen wir Zellen her und wie sieht der Erlösfall aus. Sondern:
Ist die Fläche wirklich gesichert? Ein Vorvertrag ist keine Flächensicherung. Im Reifegradverfahren zählt der unterschriebene, grundbuchlich abgesicherte Vertrag mit einer Laufzeit, die zur Nutzungsdauer passt. Was dabei marktüblich ist und woran Verträge scheitern, ist ein eigenes Thema, das ich mir als Nächstes vornehme.
Passt die Größe zum Netzverknüpfungspunkt? Der Reflex, möglichst viel Leistung anzumelden, war im Windhundverfahren rational. Im Reifegradverfahren ist er schädlich, weil das Kriterium Netz- und Systemnutzen ein passgenaues Projekt belohnt und ein überdimensioniertes bestraft.
Ist das Erlösmodell belastbar hinterlegt? Die wirtschaftliche Leistungsfähigkeit wird geprüft. Wer den Erlösstapel aus Regelleistung, Intraday und Day-Ahead nicht durchgerechnet hat, kann sie nicht belegen. Wie sich dieser Stapel real zusammensetzt, schreibe ich in einem eigenen Beitrag auf.
Ist geklärt, ob grün, grau oder gemischt eingespeichert wird? Genau diese Frage entschied im Fall E.ON Edis mit. Sie hat außerdem massive Folgen für Netzentgelte und Steuern, und sie ist der Punkt, an dem sich die Wirtschaftlichkeit eines Speichers heute entscheidet.
Meine Einordnung
Ich halte das Reifegradverfahren für richtig, auch wenn es kurzfristig weh tut. Ein Markt, in dem sich Anfragen zu 400 Gigawatt stapeln und 2,3 Gigawatt laufen, hat kein Nachfrageproblem, sondern ein Ernsthaftigkeitsproblem. Und ein Netzbetreiber, der Hunderte Platzhalter prüfen muss, kommt nicht dazu, die echten Projekte anzuschließen.
Was mich dabei umtreibt, ist etwas anderes. Die neue Ordnung belohnt Professionalität, und das heißt in der Praxis: Sie belohnt Kapital und Apparat. Ein kleiner Entwickler mit gutem Standort und wenig Personal hat es schwerer, gleichzeitig Fläche zu sichern, Genehmigungen zu treiben, ein technisches Konzept zu bauen und Bonität nachzuweisen, als ein Konzern mit einer Abteilung dafür. Genau da entsteht gerade Raum für Partnerschaften, und genau darum kümmere ich mich in meinen eigenen Projekten. Warum Speicher überhaupt das Rückgrat der Energiewende sind, habe ich im Überblick zu BESS und Energiespeichern aufgeschrieben. Und welche Messregeln daneben gelten, steht im Beitrag über die neuen Regeln für Batteriespeicher und Ladepunkte.
Die Warteschlange ist keine Warteschlange mehr. Sie ist eine Prüfung geworden. Wer das früh verstanden hat, entwickelt ab jetzt anders.
Häufige Fragen
Wie viele Batteriespeicher warten in Deutschland auf einen Netzanschluss?
Für 2024 zählte die Bundesnetzagentur 9.710 Anschlussanfragen für Batteriespeicher ab Mittelspannungsebene mit rund 400 Gigawatt Leistung und 661 Gigawattstunden Kapazität. Rund 3.800 Anfragen erhielten eine Zusage, zusammen etwa 25 Gigawatt. Tatsächlich in Betrieb waren 921 Anlagen mit 2,3 Gigawatt.
Was ist das Reifegradverfahren?
Es ersetzt seit dem 1. April 2026 das Windhundprinzip bei der Vergabe von Netzanschlüssen für große Kunden wie Batteriespeicher, Rechenzentren und Elektrolyseure. Anträge werden in festen Zyklen gesammelt und gemeinsam bewertet. Entscheidend sind Flächensicherung und Genehmigungsstand, technisches Konzept, wirtschaftliche Leistungsfähigkeit und der Netz- und Systemnutzen. Bei Kapazitätsmangel bekommen die reifsten Projekte den Zuschlag.
Kann ein Netzbetreiber den Anschluss eines Speichers einfach verweigern?
Er kann sich auf drohende Versorgungsengpässe berufen. Die Bundesnetzagentur hat am 30. März 2026 die Verweigerung eines Anschlusses durch E.ON Edis Netz für zulässig gehalten, obwohl der Netzbetreiber keine flexible Netzanschlussvereinbarung angeboten hatte. Solche Verträge können angeboten werden, sind aber nicht verpflichtend.
Warum ist die angefragte Leistung so viel höher als der Bedarf?
Weil eine Anfrage im alten Windhundverfahren fast nichts kostete. Projektierer sicherten sich Plätze in der Warteschlange an mehreren Netzverknüpfungspunkten gleichzeitig, oft für Projekte, die nur auf dem Papier existierten. Die angefragten 400 Gigawatt entsprechen etwa dem Fünffachen der deutschen Jahreshöchstlast von rund 80 Gigawatt.
Herzlich,
Euer Dennis Weidner
