Dr. Friedrich Gebert gehört zu den profiliertesten Energierechtlern, wenn es um Netzanschlüsse und Großspeicherprojekte geht. Er ist Partner der renommierten Wirtschaftskanzlei ARQIS mit Hauptsitz in Düsseldorf und beschäftigt sich seit Jahren damit, wie sich rechtliche Rahmenbedingungen und kommunale Praxis bei Flächensicherung, Vertragsgestaltung und Partnerwahl sinnvoll zusammenbringen lassen. Im Gespräch mit DEKOM erklärt er, welche Fehler Kommunen vermeiden sollten – und welche Hebel sie stärker nutzen können, als ihnen oft bewusst ist.

DEKOM: Die Übertragungsnetzbetreiber stellen ihr Verfahren für Netzanschlüsse von Großbatteriespeichern auf ein Reifegradmodell um. Was sind aus Ihrer Sicht die zwei, drei wichtigsten rechtlichen Konsequenzen für Standortkommunen mit einem 220‑ oder 380‑kV‑Umspannwerk ?

Dr. Gebert: Die Umstellung vom sogenannten „Windhundprinzip“ auf ein Reifegradmodell ist aus Sicht der Standortkommunen positiv zu bewerten. Projekte mit einem fortgeschrittenen Planungsstand werden priorisiert, wodurch Netzkapazitäten effizienter genutzt und Blockierungen durch später nicht realisierte Vorhaben vermieden werden.

Gleichzeitig führt das neue Verfahren dazu, dass sich der Wettbewerb um Netzanschlusspunkte zeitlich nach vorne verlagert. Projektentwickler müssen nun bereits früh nachweisen, dass ihre Vorhaben realistisch umsetzbar sind, etwa hinsichtlich der Flächensicherung sowie der Planungs- und Genehmigungsprozesse.

Flächen in der Nähe von 220- oder 380-kV-Umspannwerken werden zunehmend zu strategisch relevanten Infrastrukturstandorten. Damit gewinnt die kommunale Planungshoheit an Bedeutung. Zwar sind Standorte im 200m-Radius zum Umspannwerk baurechtlich privilegiert, dennoch entwickelt sich die kommunale Bauleitplanung zu einem wichtigen Steuerungsinstrument für die planungsrechtliche Ausweisung geeigneter Energiespeicherflächen.

DEKOM: Grundstückssicherung ist ein zentrales Reifegradkriterium. Welche Handlungsoptionen haben Kommunen, die Flächen in Umspannwerksnähe besitzen – etwa bei Pacht, Verkauf, Erbpacht – und was sind dabei aus Ihrer Sicht typische Fallstricke?

Dr. Gebert: Die Kommunen haben es in der Hand, die Nutzung strategisch günstig gelegener Flächen aktiv zu steuern. Die Wahl und Ausgestaltung der konkreten Handlungsoption der Kommunen hängen dabei immer von den individuellen und lokalen Rahmenbedingungen ab und sind Resultat strategischer sowie politischer Abwägungen.

Eine Option ist der Abschluss von Nutzungsverträgen. Diese können für Kommunen eine langfristige Einnahmequelle darstellen. Entscheidend ist hier eine sorgfältige und rechtssichere Vertragsgestaltung, etwa bezüglich Laufzeit, Entgeltregelungen, vertraglicher Risikoverteilung sowie möglicher Loslösungsrechte.

Auch der Verkauf der entsprechenden Grundstücke stellt eine mögliche Handlungsoption dar. Kommunen erhalten den Kaufpreis und reduzieren den administrativen Aufwand einer langfristigen Vertragsbindung. Rechtlich sind beim Abschluss eines solchen Grundstückskaufvertrages die besonderen formellen Anforderungen zu beachten. Auch aus dem Beihilfen- und Vergaberecht können sich zusätzliche rechtliche Anforderungen ergeben.

Eine weitere Möglichkeit ist die Bestellung eines Erbbaurechts. Aufgrund der typischerweise langen Laufzeiten und den aus dem Erbbaurecht resultierenden Einschränkungen des Eigentumsrechts ist auch hier eine sorgfältige Vertragsgestaltung unerlässlich.

DEKOM: Viele Gemeinden sind haushaltspolitisch unter Druck. Wie können sie die wirtschaftlichen Chancen von Großspeicherprojekten – Pachteinnahmen, Kaufpreise, Gewerbesteuer – rechtssicher nutzen, ohne sich langfristig in einseitige Abhängigkeiten zu begeben?

Dr. Gebert: Entscheidend für die optimale Nutzung wirtschaftlicher Potenziale von Großspeicherprojekten ist insbesondere eine flexible und zugleich rechtlich sichere Gestaltung der gewählten Handlungsoption. Dies lässt sich besonders gut am Beispiel von Nutzungsverträgen veranschaulichen: Die Verträge sollten aus Sicht der Kommune so ausgestaltet sein, dass sie eine langfristige Zusammenarbeit ermöglichen, die Kommune sich bei Scheitern des Projektes aber auch von dem Vertrag lösen und die Fläche anderweitig nutzen kann. Eine Möglichkeit wäre hier ein Kündigungsrecht für den Fall, dass die Anlage nicht innerhalb eines vertraglich definierten Zeitraums in Betrieb genommen wird.

In Bezug auf die Ausgestaltung von Nutzungsentgelten sehen wir verschiedene Modelle: Kommunen können die jährlichen Zahlungen für die Fläche in einen Grundbetrag und einen flexiblen Betrag aufteilen, der flexible Betrag hängt dann von den Einnahmen des Speichers ab, sodass die Gemeinde am wirtschaftlichen Erfolg der Anlage beteiligt wird.

Neben der wirtschaftlichen Chance auf Einnahmen aus Nutzungsentgelten, Erbpacht oder Verkauf stehen der Standortgemeinde 90% der aus dem Betrieb anfallenden Gewerbesteuern zu.

Am Ende können Großspeichersysteme für Kommunen künftig nicht nur eine wirtschaftliche Rolle spielen, sondern auch zur Stabilität der eigenen Energieversorgung beitragen. Zur Vermeidung einseitiger Abhängigkeiten können Kommunen sich durch die aktive Auswahl der beteiligten Projektierer Steuerungsmöglichkeiten mit Blick auf die Speicherprojekte erhalten.

DEKOM: Die Diskussion um Vertrauensschutz und Netzentgelte für Speicher verunsichert derzeit Teile der Branche. Was raten Sie Kommunen, die Flächen bereitstellen wollen: Worauf sollten sie in Verträgen und Partnerwahl achten, damit Projekte auch bei sich ändernden Rahmenbedingungen tragfähig bleiben?

Dr. Gebert: Für Kommunen kann es sinnvoll sein, neben der fachlichen Erfahrung insbesondere die wirtschaftliche Leistungsfähigkeit potenzieller Projektpartner zu prüfen. Ein erfahrener und finanziell belastbarer Betreiber erhöht die Wahrscheinlichkeit, dass ein Vorhaben selbst bei veränderten Regulierungs- und Rahmenbedingungen umgesetzt werden kann. Transparente Geschäfts- und Projektpläne mit klar definierten Zwischenzielen können dabei helfen, mögliche Risiken besser abzuschätzen und zu verteilen.

Verträge sollten so ausgestaltet sein, dass sie mögliche Änderungen der regulatorischen oder wirtschaftlichen Rahmenbedingungen einbeziehen. Dies kann unter anderem durch geeignete Anpassungsklauseln oder durch klar geregelte Kündigungs- oder Rücktrittsrechte erfolgen. Ziel ist eine ausgewogene und transparente Verteilung von Risiken zwischen Kommune und Projektpartner.

DEKOM: Wenn Sie heute einer Bürgermeisterin oder einem Bürgermeister in einer Umspannwerksgemeinde drei konkrete Schritte empfehlen müssten: Was sollte bis zum Sommer 2026 geschehen, damit die Kommune ihre Chancen im neuen Reifegradverfahren nicht verpasst?

Dr. Gebert: Aus rechtlicher Perspektive sind drei Schritte entscheidend für die erfolgreiche Umstellung auf das Reifegradverfahren: Flächen in Umspannwerksnähe für die Projektierung lokalisieren; Nutzung der Flächen (sofern notwendig) planungsrechtlich aktiv steuern; vorausschauende projektbezogene Projektpartnerschaften aufbauen.

Vielen Dank!

Zur Person

Dr. Friedrich Gebert ist Rechtsanwalt und Partner bei ARQIS. Er berät Unternehmen und die öffentliche Hand im Energie- und Infrastrukturrecht, insbesondere zu Netzanschlüssen, Regulierung und komplexen Projektverträgen. Zuvor war er mehrere Jahre in internationalen Wirtschaftskanzleien tätig und verfügt über umfangreiche Erfahrung an der Schnittstelle von Recht, Regulierung und Energiewirtschaft.

Über ARQIS

ARQIS ist eine unabhängige Wirtschaftskanzlei mit Standorten in Düsseldorf, München und Tokio sowie einem Talent Hub in Berlin. Rund 80 Anwältinnen, Anwälte und Legal Specialists beraten Unternehmen zum deutschen, europäischen und japanischen Wirtschaftsrecht. Die 2006 gegründete Sozietät versteht sich als „Big Law Boutique“ mit Fokus auf maßgeschneiderte Lösungen – unter anderem in Energie- und Infrastrukturprojekten, von Netzanschlüssen bis zu regulatorischen Fragen. Mehr hier…

Im vorangegangenen Interview erläutert der Wirtschaftsanwalt Dr. Friedrich Gebert die rechtlichen und planerischen Rahmenbedingungen, die sich für Kommunen mit Umspannwerksstandorten durch das neue Reifegradverfahren der Übertragungsnetzbetreiber ergeben.

Doch wie sieht dieser Prozess in der Praxis aus? Wie wird aus einer geeigneten Fläche in Umspannwerksnähe ein konkretes Batteriespeicherprojekt – und was kann bis zur ersten Einreichungsrunde des neuen Verfahrens tatsächlich vorbereitet werden?

Der auf Batteriespeicher spezialisierte Infrastrukturentwickler Ampermo entwickelt bundesweit Batteriespeicherprojekte im Umfeld großer Netzknoten. Wir haben das Unternehmen gebeten, auf Grundlage der im Interview angesprochenen Punkte zu erläutern, wie Gemeinden und Projektentwickler konkret zusammenarbeiten.

Das Reifegradverfahren belohnt Projekte mit gesicherter Fläche und klarer Genehmigungslage schon im ersten Zyklus ab April 2026. Wenn eine Kommune morgen bei Ihnen anruft: Wie sieht der konkrete Fahrplan von der ersten Flächenidee bis zum unterschriebenen Nutzungsvertrag aus – und was können Sie realistisch bis zum 30. Juni 2026 gemeinsam erreichen?

Wichtig ist die Gemeinde von unserem partnerschaftlichen Ansatz und einem durchdachten Projektansatz zu überzeugen. Wir erarbeiten zeitnah eine Grobplanung und analysieren wichtige Elemente wie Genehmigungsvorraussetzungen, Einschränkungen der Fläche (z.B. Zuwegung, bestehende Leitungen) und Risiken oder Erfordernisse in Bezug auf Brandschutz, Lärmschutz und Wasserschutz. So können wir der Gemeinde ein gutes Bild über die Erfolgschancen des Projekts vermitteln und gleich ein kommerzielles Angebot unterbreiten. Dies stellen wir natürlich gerne persönlich vor.

Unser Nutzungsvertrag ist bereits in zahlreichen vergleichbaren Projekten zur Anwendung gekommen und allokiert Projektrisiken zu der Partei, die diese auch tragen kann und soll. Kommerzielle Fragestellungen wie Reservierungs- und Nutzungsentgelte werden hier genauso klar geregelt, wie Kündigungsrechte und Verpflichtungen in Bezug auf z.B. Rückbaupflichten. Hier kommen wir in der Regel in wenigen Tagen zu einer Lösung, die für alle Beteiligten tragfähig ist.

Das Reifegradverfahren fordert neben der Konzepterstellung der Netzanschlussherstellung und Trassierung auch einen Nachweis über die Genehmigungsfähigkeit des Projekts. Hier ist eine enge Zusammenarbeit mit der Gemeinde und Baubehörden unerlässlich. Erfahrungsgemäß führen frühzeitiger Austausch z.B. im Rahmen von Ämterkonferenzen zu einem guten gemeinsamen Verständnis bzgl. der Knackpunkte des Projekts.

Es ist durchaus realistisch bis zum 30. Juni einen hochwertigen Antrag auf Netzanschlussprüfung zu erstellen, welcher die wesentlichen Punkte des Reifegradverfahrens vollumfänglich adressiert. Eine enge Zusammenarbeit mit der Gemeinde ist aber unerlässlich.

Im Interview spricht Dr. Gebert von Pacht, Verkauf und Erbbaurecht. Viele Kommunen wünschen sich planbare Einnahmen über 15 Jahre und länger, wollen sich aber nicht einseitig abhängig machen. Welche Standardmodelle nutzen Sie in der Praxis – etwa bei einem 300‑ bis 500‑MW‑Projekt – und wie teilen Sie feste Pacht, mögliche Einmalzahlungen und erfolgsabhängige Komponenten so auf, dass die Gemeinde an den Erlösen des Speichers mitverdient, ohne zusätzliche Risiken zu schultern?

Die Errichtung eines Batteriespeichers, insb. mit Umspannwerk an der Höchstspannungsebene ist mit hohen Investitionskosten verbunden und bedarf daher einer langfristigen Partnerschaft, idealerweise mindestens über 30 Jahre.

Unsere Verträge enthalten klare Regelungen wie die Gemeinde, während der Planungs-, Bau-, Betriebs- und Rückbauphase Rechte ausüben kann, die Sie nicht einseitig abhängig macht. Zum Beispiel beinhaltet dies die Möglichkeit zu kündigen, sofern das Projekt nicht innerhalb einer vereinbarten Zeitspanne errichtet wird, der Anlagenbetreiber mit den Zahlungen von Nutzungsentgelten in Verzug kommt oder die Anlage aus technischen Gründen über eine bestimmte Dauer stillgelegt wird. Die Kommune ist auch immer dahingehend abgesichert, dass der Betreiber eine Rückbaubürgschaft in angemessener Höhe leisten kann, sodass gewährleistet werden kann, dass die Fläche im Falle einer Betriebseinstellung wieder einem anderen Zweck zugeführt werden kann.

Zudem ist es für uns selbstverständlich bereits ab Netzzusage ein Reservierungsentgelt zu bezahlen und Kommunen regelmäßig über den Fortschritt und wichtige Meilensteine des Projekts informiert zu halten.

Unser Standardmodell sieht ein festes jährliches Nutzungsentgelt vor, wobei je nach Bedürfnissen der Kommune auch ein Teil bereits zu Baubeginn ausgezahlt werden kann. Gemäß unseren Erfahrungen sind Kommunen primär an festen Zahlungen interessiert, die mit einer gewissen Sicherheit in die Haushaltsplanungen einfließen können. Batteriespeichererlöse sind stark abhängig von der konkreten Situation am Energiemarkt (z.B. Gaspreise Iran-Konflikt, Ausbaupfad erneuerbare Energien, Stromnachfrage Deutschland). Auf Wunsch können wir aber eine Kombination aus fixiertem Nutzungsentgelt und Umsatzbeteiligung anbieten. 

 „Sie sprechen von einem partnerschaftlichen Ansatz mit klar verteilten Risiken. Wie teilen Sie in Ihren Projekten die Rollen zwischen Ampermo und der Standortkommune auf – bei Planung, Genehmigung, Netzanschluss und Verträgen – und welche Unterstützung brauchen Sie allenfalls noch von lokalen Versorgern oder Stadtwerken?“

Die Zusammenarbeit mit Stadtwerken und Regionalversorgern kann auf vielfältige Weise großen Wert für Batteriespeicherprojekte schaffen. Wir als Ampermo bringen unsere Batteriespeicherspezifische Erfahrung bei der Genehmigung, Planung, Bau und Finanzierung solcher Vorhaben ein. Konkret geht es hier zum Beispiel um die technische Planung, die Auswahl der richtigen Technologie und Lieferanten. Ebenso kennen wir alle spezifischen Anforderungen an Brand- und Lärmschutz etc. Kommunale Unternehmen können in der Regel eine wichtige Rolle beim Austausch mit Behörden, mit dem Netzbetreiber und lokalen Banken beitragen, da hier meist eine langfristige und enge Beziehung besteht. (DEKOM, 17.03.2026) Mehr zu Ampermo hier…

Das Reifegradverfahren der Übertragungsnetzbetreiber klingt nach Technik – tatsächlich ist es ein Bewertungsrahmen, in dem Kommunen eine zentrale Rolle spielen. Vier Kriterien sollen künftig darüber entscheiden, welche Projekte einen Netzanschluss bekommen: Flächensicherung und Genehmigungsstand, technisches Anlagen- und Anschlusskonzept, Leistungsfähigkeit des Antragstellers sowie der Beitrag zum Netz- und Systemnutzen. Hinter diesen Überschriften stecken ganz konkrete Fragen, die sich auch im Rathaus beantworten lassen.

Beim Thema Flächen und Genehmigungen geht es darum, ob ein Projekt auf festem Boden steht oder auf Absichtserklärungen. Kommunen, die Speicherflächen in Umspannwerksnähe oder umliegende Gewerbe- und Industriegebiete über Flächennutzungsplan und Bebauungsplan sauber ausweisen und mit belastbaren Pacht- oder Erbbaurechtsverträgen hinterlegen, verschaffen ihren Projekten einen Vorteil. Entscheidend ist, dass Verträge nicht nur Flächennutzung und Laufzeiten regeln, sondern auch klare Fristen und Rücktrittsmöglichkeiten vorsehen, falls ein Vorhaben nicht vorankommt.

Die technische Kategorie ist für viele Rathäuser zunächst eine Blackbox, taugt aber sehr gut als Qualitätsfilter. Ein Projekt, das Anschlussstudien, Netzverträglichkeitsprüfungen und einen plausiblen Zeitplan für Bau und Inbetriebnahme vorlegen kann, unterscheidet sich deutlich von Vorhaben, die nur mit Leistungszahlen und Skizzen arbeiten. Kommunen müssen diese Unterlagen nicht selbst prüfen können, aber sie sollten sie einfordern. Wer hier nur vage bleibt, wird es im Reifegradverfahren schwer haben – und bindet Flächen, ohne Perspektive.

Die dritte Kategorie, die Leistungsfähigkeit des Antragstellers, schützt Kommunen vor Luftnummern. Gefragt sind Entwickler, die zeigen können, dass sie Speicherprojekte finanziell und organisatorisch stemmen: mit Eigenkapital, Finanzierungszusagen, Referenzen und einer transparenten Struktur. Für Bürgermeisterinnen und Bürgermeister heißt das: nicht nur auf Projektideen schauen, sondern auf diejenigen, die sie tragen sollen. Wer langfristig Flächen vergibt, sollte wissen, ob der Partner die Strecke bis zur Inbetriebnahme und darüber hinaus durchhält.

Beim Netz- und Systemnutzen schließlich geht es um die Frage, welchen Beitrag ein Speicher für das Stromsystem leistet. Speicher die sich einen Stromanschluss mit Stromerzeugung (z.B. Solar, Wind, Kraftwerke) und/oder Lasten (z.B. Industrie, Datencenter) teilen oder diesen Anschluss sogar „überbauen“ werden durch das neue Verfahren bevorzugt. Kommunen können hier Mehrwert schaffen, indem Sie den Dialog zwischen verschiedenen Projekten am Standort fördern.

Für Standortkommunen ist der neue Bewertungsrahmen damit weniger Bedrohung als Einladung, die eigenen Hausaufgaben zu sortieren: Flächen rechtssicher vergeben, von Projektpartnern technische Substanz und belastbare Finanzierung verlangen. Wer diese Fragen früh stellt, erhöht nicht nur die Chancen „seiner“ Projekte im Verfahren – er gewinnt auch mehr Kontrolle darüber, welche Speicher am Ende tatsächlich entstehen. (DEKOM/netztranparenz.de, 05.02.2026) Mehr Infos hier…

Dormettingen im Zollernalbkreis, rund 1.100 Einwohner, stellt die Weichen für eines der größten Batteriespeicherprojekte in Süddeutschland. Am Rand des Gewerbegebiets Schwaderäcker soll ein Speicher mit 60 Megawatt Leistung entstehen, gebaut und betrieben von Noveria Energy aus Villingen-Schwenningen. Die Anlage wird an die bestehende 110‑kV‑Infrastruktur angebunden und macht eine kleine Gewerbefläche an der Kreisstraße zum Energiestandort mit überregionaler Strahlkraft.

Im Etat für 2026 schlägt vor allem der Ausbau des Gewerbegebiets zu Buche. Rund 2,6 Millionen Euro veranschlagt die Gemeinde für Erschließung und Straßenanbindung – der mit Abstand größte Investitionsposten im Plan. Dormettingen geht damit in Vorleistung: Die Ausgaben sollen durch den Verkauf weiterer Gewerbeflächen langfristig wieder in die Kasse fließen, kurzfristig ist eine Kreditaufnahme nötig. Die Pachteinnahmen aus dem Speicherprojekt und zusätzliche Gewerbesteuerzahlungen sind in den Finanzüberlegungen fest einkalkuliert, auch wenn sich Umfang und zeitlicher Verlauf erst mit den Verträgen konkretisieren werden.

Politisch ist das Projekt eingebettet in die Zusammenarbeit des Verwaltungsverbands Oberes Schlichemtal, dem Dormettingen angehört. Nach intensiven Debatten um die Verbandsführung setzen die beteiligten Gemeinden darauf, Planungs- und Infrastrukturfragen stärker gemeinsam zu bearbeiten – der Großspeicher in Schwaderäcker ist eines der ersten Vorhaben, an dem sich diese neue Arbeitsteilung konkret zeigt.

Für Dormettingen bedeutet das: Die Gemeinde stellt die Fläche bereit, investiert in Erschließung und Anbindung und holt sich für Netzanschluss und Projektumsetzung Partner an den Tisch, die über kommunale Grenzen hinausdenken. So wird der Batteriespeicher zur Schnittstelle von drei Ebenen: Er ist Teil der Energiewende im Land, ein Schlüsselprojekt der örtlichen Gewerbeentwicklung und ein Testfall dafür, wie kleine Kommunen große Infrastrukturvorhaben im Verbund organisieren. Genau diese Verbindung macht Dormettingen für viele Bürgermeisterinnen und Bürgermeister interessant, die vor ähnlichen Entscheidungen stehen – nur selten mit einem Projekt dieser Größenordnung. (DEKOM, 17.03.2026/Dormettingen, 26.02.2026) Mehr Infos hier…

Die Übertragungsnetzbetreiber wollen mit dem Reifegradverfahren den überhitzten Markt für Netzanschlüsse sortieren und das Windhundprinzip beenden. Der Branchenverband bne hat dazu seine Mitgliedsunternehmen gezielt befragt und ihre Rückmeldungen gebündelt an Bundesnetzagentur und ÜNB übermittelt. Herausgekommen ist kein Generalangriff, sondern ein Praxischeck: Wo das Verfahren Ordnung schafft – und wo es Projekte unnötig verteuert und riskanter macht.

Im Zentrum der Kritik stehen weniger die Ziele als die Mittel. Eine pauschale Antragsgebühr von 50.000 Euro pro Netzanschlussanfrage und eine zusätzliche Kaution von 1.500 Euro je Megawatt sind für sich genommen verkraftbar, werden aber zu einem Problem, weil sie längst fällig werden, bevor klar ist, ob ein Projekt überhaupt einen Anschluss erhält und wann dieser Anschluss kommt. Projektentwickler müssen Gutachten beauftragen, Flächen sichern, technische Konzepte ausarbeiten und Kapital binden, während sie über Zyklen, Zuschaltzeitpunkte und verfügbare Kapazitäten nur grobe Indikationen erhalten. Das verschiebt Risiko und Vorleistung deutlich auf die Seite der Netznutzer.

Hinzu kommt, dass die Verfahrenstakte lang sind und der Informationsgehalt begrenzt bleibt. Bewerbungsfenster nur einmal im Jahr, Bewertungszyklen von rund zwölf Monaten, kaum Möglichkeiten, im laufenden Verfahren nachzureichen, wenn Projekte Flächensicherung oder Genehmigungsstand verbessern – all das erschwert es, Reifegrad und Bankfähigkeit zusammenzubringen. Wer eine Absage erhält, soll sich neu bewerben, ohne verlässlich zu wissen, ob im nächsten Zyklus an dem betreffenden Knotenpunkt tatsächlich wieder Kapazitäten frei werden. Für Banken, die Entscheidungen an konkrete Anschlusszusagen und belastbare Zeitpläne knüpfen, ist das ein schwaches Fundament.

Der bne verweist deshalb auf Erfahrungen in anderen Ländern. In Großbritannien etwa sind die Mindestanforderungen an Projekte schlanker, Gebühren fallen erst mit tatsächlicher Anschlusszusage an, Vorinvestitionen in Technik werden nicht verlangt, solange Netzzugang und Business Case nicht gesichert sind. Auch dort sortiert das Verfahren spekulative Anträge aus – nur mit deutlich geringeren Vorleistungen. Die Botschaft: Reifegrad und Investorenfreundlichkeit schließen sich nicht aus, sie sind eine Frage der Ausgestaltung.

Für Kommunen ist diese Debatte mehr als ein technischer Streit unter Fachleuten. Sie entscheiden in den nächsten Monaten, mit welchen Partnern sie Flächen in Umspannwerksnähe entwickeln und wer sie durch dieses neue Verfahren begleitet. Je höher die Eintrittskosten und je länger die Unsicherheit, desto wichtiger werden Entwickler, die Verfahrenserfahrung, eigene Vorleistungskraft und Zugang zu Finanzierern mitbringen – und nicht versuchen, Bürokratie- und Finanzierungsrisiken auf die Gemeinde abzuwälzen. Das Reifegradverfahren schafft Ordnung im Netzanschlussmarkt. Ob es auch die richtigen Projekte nach vorne bringt, hängt davon ab, wie tragfähig es am Ende für diejenigen wird, die Speicher tatsächlich bauen und betreiben sollen. (DEKOM, 17.03.2026/bne, 05.03.2026) Ganze PM hier…

In Klostermansfeld in Sachsen‑Anhalt entsteht ein Batteriespeicher, der die Maßstäbe bisheriger Projekte sprengt: 1 Gigawatt Leistung, 5,7 Gigawattstunden Kapazität, direkt neben dem Umspannwerk Zirkelschacht. Hinter dem Projekt mit dem Namen „van Gogh“ steht die Berliner Zelos Energy Developments GmbH, die gemeinsam mit BW ESS Standortentwicklung, Technik und Betrieb aufgesetzt hat. Die Gemeinde mit rund 3.000 Einwohnern spricht von der größten Investition ihrer Geschichte – wichtiger als der Superlativ ist jedoch die Frage, warum der Standort systemisch so heikel gewählt ist. Batteriespeicher sind keine Ersatzkraftwerke, sondern zeitliche Brücken im Netz: Sie nehmen Überschussstrom aus Wind- und Solaranlagen auf und geben ihn in Stunden hoher Nachfrage wieder ab. Die Kombination aus einem Gigawatt Leistung und 5,7 Gigawattstunden Kapazität bedeutet rechnerisch, dass der Speicher etwa sechs Stunden lang mit voller Leistung einspeisen könnte – genau in den Zeitfenstern, in denen heute häufig Wind- und PV‑Erzeugung abgeregelt werden. Entscheidend ist, wo das passiert: am Netzknoten, an dem Einspeisungen zusammenlaufen und Engpässe sichtbar werden.​

Das Umspannwerk Zirkelschacht ist ein solcher Punkt. 50Hertz hat die Anlage bereits 2021 für rund 30 Millionen Euro ausgebaut und Kapazität für ein Gigawatt Einspeisung aus erneuerbaren Energien geschaffen – exakt die Leistung, die der Speicher künftig abdecken soll. Parallel verläuft hier die Trasse des SuedOstLink, der ab Ende des Jahrzehnts Windstrom aus Sachsen‑Anhalt nach Bayern transportieren soll. Ein Speicher an dieser Stelle kann Erzeugungsspitzen puffern, bevor sie die Leitung überlasten, und in Zeiten hoher Nachfrage zusätzliche Leistung bereitstellen, ohne neue fossile Kraftwerke zu bauen. Die Einspeisung direkt auf der Höchstspannungsebene unterscheidet „van Gogh“ von vielen Projekten, die in der Mittelspannung hängen bleiben.

Bemerkenswert ist der Genehmigungsweg. Das Projekt wurde auf einer rund 15 Hektar großen Industriebrache genehmigt – ohne eigenen Bebauungsplan, aber mit enger Abstimmung zwischen Gemeinde, Projektentwickler und Genehmigungsbehörde. Auf der Fläche sollen künftig mehr als 1.100 Batteriecontainer stehen; der Bescheid verknüpft dies mit Ausgleichsmaßnahmen für Arten- und Landschaftsschutz. Für die Branche ist das ein Signal, dass sich Großspeicher auf vorbelasteten Flächen realisieren lassen, wenn Standortwahl und Verfahren früh sauber abgestimmt werden.​

Für Klostermansfeld selbst geht es um mehr als Technik. Die Gemeinde erwartet zusätzliche Gewerbesteuereinnahmen, Aufträge für lokale Unternehmen in der Bauphase und ein klareres Profil als Energie- und Infrastrukturstandort. Im Gespräch sind konkrete Projekte, die mit Unterstützung des Entwicklers angeschoben werden sollen – von einem lange verschobenen Spielplatz bis zu energetischen Sanierungen an kommunalen Gebäuden. Begleitet wird das durch Informations-veranstaltungen, Sprechstunden und Debatten im Gemeinderat; Bürgermeister Frank Ochsner ist dabei nicht nur Verwaltungschef, sondern auch Feuerwehrkommandant und direkter Ansprechpartner vieler Bürgerinnen und Bürger. Systemisch steht Klostermansfeld für eine Entwicklung, die sich im ganzen Land abzeichnet. Die Übertragungsnetzbetreiber melden Netzanschlussanfragen für Batteriespeicher im dreistelligen Gigawattbereich, deutlich über dem Bedarf eines erneuerbaren Stromsystems 2035. Der Engpass liegt nicht bei Technologie oder Kapital, sondern im Netzanschluss – insbesondere an den Punkten, an denen das System heute am stärksten unter Druck steht. Projekte wie „van Gogh“ zeigen, wie ein Speicher aussehen kann, der genau dort ansetzt: am Netzknoten, direkt neben der „Stromautobahn“, auf vorbelasteter Fläche. Sie beantworten nicht jede Frage zur Zukunft der Speicher, geben aber eine Richtung vor, wo Flexibilität im Netz den größten Unterschied macht. (DEKOM, 17.03.2026/Zelos, 16.12.2025) Mehr Infos hier…