Energierecht : Netzanschlussverfahren für Batteriespeicher: Zeit für einen verbindlichen Rechtsrahmen

Der Boom bei Batteriespeichern hält in Deutschland unvermindert an. Die Vielzahl geplanter Projekte könnte einen wichtigen Beitrag zur Netzstabilität und zur Integration volatiler Erzeugung aus erneuerbaren Energien leisten. Die derzeitige Praxis der Netzanschlussvergabe nach dem „Windhundprinzip“, bei dem Anträge in der Reihenfolge ihres Eingangs bearbeitet werden, verhindert dies letztlich. Es fehlen klare, auf Speicher zugeschnittene Kriterien – in der Folge scheitern Netzanschlussverfahren systematisch an der Masse von Anträgen.

Ineffizienzen, Engpässe und Unsicherheit prägen die Verfahren. Immer mehr Marktteilnehmer fordern Reformen und einen verbindlichen Rechtsrahmen, zuletzt auch die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) in einem gemeinsamen Positionspapier vom 29. Oktober 2025.

Anfrageflut und Regelungslücken

Bis Ende 2024 verzeichneten die ÜNB bereits rund 650 Anfragen für den Netzanschluss von Batteriespeichern, inzwischen sind mehr als 500 GW angefragt. Verfahrensgrundlage ist für Großbatteriespeicher regelmäßig § 4 der Kraftwerks-Netzanschlussverordnung (KraftNAV), die ursprünglich für Großkraftwerke ab 100 MW konzipiert wurde. Netzbetreiber wenden das dort geregelte „Windhundprinzip“ zudem auch unterhalb der 110-kV-Ebene freiwillig an. Folglich werden Speicheranlagen wie konventionelle Kraftwerke behandelt – ein Ansatz, der der heutigen Projektvielfalt nicht mehr gerecht wird und angesichts des Massenandrangs zum Scheitern verurteilt ist.

Die Folgen zeigen sich in zweierlei Hinsicht. Einerseits stoßen die Netzbetreiber personell an ihre Grenzen, sodass die Verfahren immer länger dauern. Andererseits entstehen Engpässe, weil nach Antragstellung Netzkapazitäten reserviert und über Monate hinweg blockiert werden – häufig durch Projekte ohne gesicherte Flächen, Genehmigungen oder Finanzierung. Viele dieser sogenannten „Zombie-“ oder „Ghost-Projekte“ beruhen auf Mehrfachanfragen einzelner Entwickler, die sich vorsorglich mehrere Anschlusspunkte sichern. Mangels Transparenz über verfügbare Kapazitäten und Rangfolgen fehlt den Marktteilnehmern die Planungssicherheit.

Erste regulatorische und politische Initiativen

Inzwischen gab es erste zarte Reformbemühungen. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) nahm am 17. Oktober 2025 in aktualisierten Stromspeicher-FAQs erstmals zur Anwendbarkeit der KraftNAV auf Batteriespeicher Stellung. Sie bestätigt darin deren Doppelrolle als Erzeugungs- und Verbrauchsanlagen, fordert sodann aber getrennte Anschlussverfahren für Einspeisung und Entnahme. Für die Einspeisung bleibe die KraftNAV – und damit das Windhundprinzip – anwendbar, für die Entnahmeseite gelte § 17 EnWG. Diese Einschätzung ist rechtlich unverbindlich und kann – so bleibt zu hoffen – durch eine Gesetzesänderung überholt werden.

Der Bundesrat forderte am 26. September 2025 (Drs. 383/25), Batteriespeicher aus der KraftNAV herauszulösen und ein eigenes Reservierungsverfahren zu schaffen. Die BNetzA hatte zuletzt zumindest signalisiert, dass sie grundlegende Reformen ebenfalls unterstützt. Bereits im November 2024 hatte die BK6 ein Konsultationspapier (Az. BK6-24-245) vorgelegt, das sie nach Marktrückmeldungen jedoch nicht weiterverfolgt. Zu einer verbindlichen Festlegung, die nach § 17 Abs. 4 EnWG grundsätzlich möglich wäre, konnte sich die Regulierungsbehörde bislang nicht durchringen.

Mit ihrem gemeinsamen Positionspapier fordern die vier ÜNB konkrete Reformvorschläge und stellen ihre Forderungen vor. Sie unterstützen die Bundesratsinitiative und wollen bis Ende des Jahres gemeinsam mit BNetzA und BMWE ein neues Verfahren erarbeiten, das sich an Projektreife und Netzdienlichkeit statt am Zeitpunkt des Antragseingang orientieren soll.

Impuls: eigene Netzanschlussregelung für Batteriespeicher

Ob in Form einer eigenen Batteriespeicher-Netzanschlussverordnung, als Konkretisierung zu § 17 EnWG oder durch verbindliche Festlegung der BNetzA – eines ist klar: Das Verfahren darf nicht länger über die unpassende „Krücke“ der KraftNAV gesteuert werden. Erforderlich ist ein verbindliches, auf Batteriespeicher zugeschnittenes transparentes Verfahren mit einheitlichen Kriterien und Fristen.

Das Positionspapier der ÜNB greift diese Forderung nun teilweise auf. Vorgesehen sind unter anderem eine Antragsgebühr zur Eindämmung spekulativer Mehrfachanträge, eine turnusmäßige Bewertung aller eingereichten Anträge nach Projektreife und Netzdienlichkeit statt nach Antragseingang sowie flexible Netzanschlussverträge zur besseren Netzintegration vor. Ergänzend werden Pooling-Modelle und ein an der regionalen Netzsituation orientierter Baukostenzuschusses diskutiert.

Damit greifen die ÜNB zentrale Punkte auf, bleiben an einigen Stellen aber zu vage. „Projektreife“ und „Netzdienlichkeit“ werden genannt, aber nicht verbindlich definiert oder mit Nachweispflichten unterlegt. Ohne klare Maßstäbe droht, dass Verfahren uneinheitlich bleiben und die gewünschte Transparenz ausbleibt.

Um den Zugang zu Netzanschlusskapazitäten wirklich zielgerichtet und fair zu steuern, braucht es daher ein klar umrissenes Regelwerk. Die Projektreife sollte sich an konkreten Nachweisen zur tatsächlichen Umsetzungsfähigkeit orientieren – etwa gesicherte Grundstücks- und Standortrechte einschließlich der für Bau und Betrieb erforderlichen Nutzungs-, Zugangs- und Leitungsrechte.

Zudem ist die Genehmigungsfähigkeit darzulegen, mindestens mittels eines vollständig eingereichten bau- und immissionsschutzrechtlichen Antrags für den spezifischen Anlagenstandort und die technische Auslegung. Ferner sind belastbare Finanzierungsnachweise zur wirtschaftlichen Tragfähigkeit des Projekts zu erbringen.

Schließlich sollte auch ein plausibler Nutzungspfad dargelegt werden, der aufzeigt, wie der Speicher künftig technisch und wirtschaftlich eingesetzt werden soll, beispielsweise durch die Einbindung in den Regelenergiemarkt, die Kopplung mit bestehenden Erzeugungsanlagen oder die Bereitstellung netzdienlicher Systemleistungen. So wird gewährleistet, dass nur realisierungsfähige Projekte Netzkapazität binden. Zudem braucht es klar definierte Fristen für die Rückgabe ungenutzter Anschlusszusagen („use-it-or-lose-it“), um eine Blockierung von Netzkapazität durch „Zombie-Projekte“ zu vermeiden.

Auch die Netzdienlichkeit muss präzise gefasst werden: Vorrang sollten Projekte erhalten, die nachweislich tatsächlich zur Netzstabilität beitragen – etwa durch Standorte in Netzengpassregionen oder durch technische Netzleistungen wie Blindleistung, Schwarzstartfähigkeit oder Primärregelleistung. Auch behind-the-meter Speicherlösungen an Industriestandorten können das Gesamtsystem entlasten und sollten entsprechend berücksichtigt werden.

Ergänzend muss ein künftiger Rechtsrahmen auch die notwendige Flexibilität der Netzbetreiber abbilden. In angespannten Regionen müssen Abregelungsvorbehalte („curative curtailment“) und Vorgaben zu Wirkleistungsgradienten („ramp rates“) weiter möglich bleiben – Instrumente, die sich zuletzt in angespannten Netzabschnitten ohnehin etabliert haben.

Fazit

Der bestehende regulatorische Rahmen für den Netzanschluss von Batteriespeichern ist mit der aktuellen Marktentwicklung nicht mehr vereinbar. Die derzeitigen Abläufe erzeugen Rechts- und Investitionsunsicherheit, Ineffizienzen sowie Verteilungskonflikte. Der Gesetzgeber und die BNetzA sind daher aufgefordert, ein einheitliches und verbindliches Netzanschlussregime zu schaffen, das Rechtsklarheit, Systemeffizienz und Investitionssicherheit für Batteriespeicher gleichermaßen gewährleistet.

Die Diskussion hierzu hat längst begonnen. Nun ist es wichtig, die Impulse der Marktteilnehmer aufzunehmen und schnell in praxistaugliche Regelungen umzusetzen.

Karl Holtkamp ist Rechtsanwalt und Partner bei Addleshaw Goddard (Germany) LLP in Berlin im Bereich Energie- und Regulierungsrecht. Franziska Rothe ist Rechtsanwältin und Managing Associate bei Addleshaw Goddard (Germany) LLP in Hamburg im Bereich Energie- und Regulierungsrecht.