Acht Wochen – so lang haben Netzbetreiber nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) Zeit, auf Netzanschlussanfragen zu antworten. In der Praxis ist diese Frist offenbar die Ausnahme. "Es gibt kaum einen Netzbetreiber, der einem in der gesetzlichen Frist eine Rückmeldung gibt", sagt Claus Urbanke, Leiter Wind-, Solar- und Speicherentwicklung beim norwegischen Energieunternehmen Statkraft.
"Häufig geht es mehrere Monate über die im EEG geregelte Acht-Wochen-Frist hinaus." Das größere Problem sei jedoch, dass es häufig "mangels verfügbarer Ansprechpartner" nicht möglich sei, auf eine "effiziente Art und Weise" den Dialog mit dem Netzbetreiber zu führen. "Dafür fehlen offenbar die personellen Kapazitäten."
Mit dieser Kritik steht Urbanke nicht allein. Auf der Intersolar Europe 2026 in München berichteten Projektierer quer durch die Branche von einem Netzanschlussprozess, der stockt, und das nicht nur bei Großbatteriespeichern auf der grünen Wiese – oft auch als "Standalone" bezeichnet –, sondern auch bei Projekten, die direkt an Photovoltaik-Anlagen (PV-Anlagen) gekoppelt sind. In der Branche ist für diese Speicher der Begriff "Co-Location" üblich.
Zwischen Rekordzeit und monatelangem Warten
Das Bild, das Projektierer zeichnen, ist dabei durchaus gespalten. "Was Standalone-Speicher betrifft, ist die Rückmeldungslage bei Netzbetreibern fatal: unendlich lange Rückmeldezeiten", sagt Marc Krezer, Geschäftsführer des deutschen Projektgeschäfts beim Erneuerbaren-Projektierer Baywa Re.
Bei Speichern, die sich einen Netzanschluss mit Erneuerbaren-Anlagen teilen, gebe es auch positive Beispiele. "Wir haben innerhalb von sehr kurzer Zeit eine Zusage für einen Speicher neben einer PV-Anlage bekommen." Baywa Re will sich deshalb aktuell vor allem auf diese Projekte konzentrieren.
Auch die Diskrepanz zwischen einzelnen Netzbetreibern ist ein Thema. "Die N-Ergie hat eine Ausschreibung für netzdienliche Speicher an freien Kapazitäten an Umspannwerken gemacht – das war ein guter Ansatz", sagt Christian Krutina, Leiter Projektentwicklung bei Belectric, dem zur tschechischen Elevion Group gehörenden Solaranlagenbauer und Projektentwickler. Es gebe auch weitere Positivbeispiele: "Ein kommunaler Netzbetreiber in Hessen hat uns einen Grünstromspeicher für eine PV-Anlage in Rekordzeit von vier Wochen genehmigt." Bei anderen Netzbetreibern hat Belectric dagegen nach "monatelangem Warten" mehrere Absagen erhalten.
FCA schränken stark ein
Doch auch wenn ein Anschluss gelingt, ist das Problem nicht immer gelöst. Flexible Netzanschlussvereinbarungen – auf Englisch: Flexible Connection Agreements (FCA) – werden von Netzbetreibern zunehmend als Instrument eingesetzt, um Speicher unter Auflagen ans Netz zu bringen.
Das Grundprinzip: In Zeiten hoher Netzauslastung drosselt der Netzbetreiber die Ein- oder Ausspeiseleistung des Speichers temporär. Im Gegenzug kann der Speicher an Standorten angeschlossen werden, die sonst nicht verfügbar wären.
Wie die ZFK bereits im Juni berichtet hat, treibt vor allem Eon als größter Verteilnetzbetreiber Deutschlands die Standardisierung solcher Vereinbarungen voran. Doch die Branche beobachtet diese Entwicklung mit gemischten Gefühlen. Stephan Lehrke, Chef des Prager Speicherinvestors Second Foundation, kritisiert, dass am Markt teilweise zu strenge Einschränkungen bei der Einspeiseleistung vorkommen. "Wenn die Netzbetreiber zu große Rampenbeschränkungen verlangen, führt dies zu weniger Einnahmen aus der Regelenergievermarktung, was dem Business-Case in den ersten Jahren sehr wehtut." Solche Netzanschlussbedingungen seien dann unter Umständen "nicht finanzierbar".
Auch Lehrkes Befund für die Mittelspannungsebene fällt hart aus: "Aus meiner Sicht ist die Mittelspannungsebene derzeit fast tot, weil die Verteilnetzbetreiber so restriktive Netzanschlussbedingungen hochziehen, dass die Projekte nicht finanzierbar sind." Lediglich auf der Ebene der Übertragungsnetzbetreiber sehe die Situation besser aus.
Dass diese Einschätzung kein Einzelfall ist, zeigt auch Juwi-Chef Jost Backhaus: "Die weiterhin offenen Fragen rund um die Netzanschlussbedingungen führen zu erhöhter Unsicherheit." Gleichzeitig würden sich die langwierigen Prozesse auf Seiten der Netzbetreiber "dämpfend" auf die Projektumsetzungen auswirken. "Aktuell diskutierte Standard-FCA könnten zudem die Erlösperspektiven von Speicherbetreibern deutlich beeinträchtigen."
Netzbetreiber sollen innovativer werden
Krezer sieht bei Baywa Re die Konsequenz aus der aktuellen Netzlage bereits in der eigenen Projektstrategie: "Solarparks unter zehn Megawatt entwickeln wir gar nicht mehr. Ich glaube, Projekte dieser Größenordnung werden künftig in Bedrängnis kommen, wenn die Teilnahmegrenze in den Ausschreibungen auf 50 Megawatt erhöht wird, weil die Skaleneffekte schlicht nicht so groß sind."
Insgesamt werden die Rahmenbedingungen für Projekte schwieriger. "Die Unklarheit bei den Rahmenbedingungen trifft uns am härtesten." So habe der offizielle Prozess für die EEG-Novelle noch nicht begonnen – das sei extrem kritisch. "Der Branche geht die Zeit aus, sich darauf einzustellen."
Thorsten Blanke, CEO von Belectric, fordert von den Netzbetreibern zudem ein grundsätzliches Umdenken: "Ich würde mir wünschen, dass die Netzbetreiber mit einer anderen Innovationskraft ihre Aufgaben erledigen." Das gelte etwa auch für die Digitalisierung und die optimale Auslastung der Netze.
Agnes-Prozess bringt zu wenig Klarheit
Ein Teil der Unsicherheit hängt auch am laufenden Agnes-Prozess, mit dem die Übertragungsnetzbetreiber gemeinsam mit der Bundesnetzagentur neue Netzentgeltregelungen für Großbatteriespeicher erarbeiten.
Lehrke sieht darin zumindest einen Schritt in die richtige Richtung: "Für die Zeit nach 2029 sind durch die Zwischenergebnisse aus dem Agnes-Prozess die Projekte wieder so kalkulierbar geworden, dass man sie sich anschauen und prüfen kann, ob der Business-Case funktioniert." Aber die von der Bundesnetzagentur diskutierten dynamischen Arbeitspreise würden viel Unsicherheit für Projekte bringen.
Auch Backhaus von Juwi mahnt mit Blick auf den Redispatch-Vorbehalt, der im Netzpaket des Bundeswirtschaftsministeriums diskutiert wird: "Falls der Redispatch-Vorbehalt in der aktuell diskutierten Form umgesetzt werden würde, ginge das mit einem Investitionsstillstand in den betroffenen Regionen einher."
Mehr dazu hier: "Aktuell kein einziges Solarprojekt": Klarer Trend in Erneuerbaren-Branche
