Dänemark rationiert Netzanschlüsse für 60 GW

In Nordeuropa verlagert sich der Engpass der Energiewende: Nicht mehr nur die Erzeugung sauberen Stroms entscheidet über das Tempo, sondern zunehmend dessen Transport. Dänemark hat neue große Netzanschlüsse im März eingefroren. Die Niederlande bauen formale Wartelisten mit gesellschaftlichen Prioritäten auf. In Deutschland warten Zehntausende Projekte auf einen Anschluss. Leitungen, Transformatoren und Umspannwerke stammen aus einer anderen Energieordnung; nun wird verhandelt, wer zuerst Zugang bekommt.

Dänemark unterschreibt vorerst keine Verträge

Im März 2026 setzte Energinet, der dänische Übertragungsnetzbetreiber für das Hochspannungsnetz, alle neuen großen Netzanschlussvereinbarungen aus. Als die Pause am 3. Juni formal endete, kündigte Energinet an, nicht zum alten Verfahren zurückzukehren und vor Herbst keine neuen Verträge zu unterzeichnen (Ritzau/Energinet). Die Anträge für neuen Stromverbrauch summieren sich inzwischen auf fast 60 Gigawatt, etwa das Achtfache der heutigen dänischen Spitzenlast. Treiber sind Rechenzentren, Batteriespeicher, Wasserstoffanlagen und die Elektrifizierung der Industrie (Produktion.dk, Dansk Fjernvarme).

Energinet reagiert mit einem Rationierungsmodell. An die Stelle des Prinzips „wer zuerst kommt, mahlt zuerst“ soll eine Prüfung in Gruppen treten: Entscheidend wären Projekt­reife, tatsächlicher Fortschritt und „Netzfreundlichkeit“, also ob ein Vorhaben das lokale Netz entlastet oder zusätzlich belastet (Energinet). Die dänische Regulierungsbehörde Forsyningstilsynet hat ein formales Aufsichtsverfahren eröffnet, weil zu klären ist, ob Energinet solche Regeln ohne vorherige Genehmigung nach dem Stromversorgungsgesetz durchsetzen darf (Forsyningstilsynet). Branchenverbände warnen, sehr große Projekte müssten wohl mit Wartezeiten von fünf bis zehn Jahren rechnen (Tekniq).

In einer Umfrage vom Februar berichtete etwa jedes vierte dänische Fernwärmeunternehmen von Anschlussverzögerungen oder reduzierten Kapazitätsangeboten (Produktion.dk). Der Stopp betrifft also längst nicht nur spektakuläre Großprojekte.

Die Warteschlange reicht über den Kontinent

Dänemark ist ein akuter Fall, aber kein Sonderfall. Die Europäische Kommission schätzt, dass bis 2030 rund 584 Mrd. EUR in Stromnetze investiert werden müssen; etwa 40 Prozent der EU-Verteilnetze sind älter als 40 Jahre (European Commission). Die Internationale Energieagentur warnt, Netzausbau und Genehmigungen hielten mit dem Ausbau erneuerbarer Energien nicht Schritt (IEA). CAN Europe zählt mehr als 500 Gigawatt Windkraftleistung, die in europäischen Anschlusswarteschlangen feststecken (CAN Europe).

In den Niederlanden hat sich die Netzüberlastung von großen Industriekunden auf den normalen Baualltag ausgeweitet. Vom 1. Juli 2026 an sollen auch kleine Nutzer wie Wohnungsbauprojekte und mittelständische Unternehmen in überlasteten Gebieten auf formale Wartelisten gesetzt werden (Klimaatkrachtig Goeree-Overflakkee).

In Deutschland warten Berichten zufolge rund 40.000 Projekte auf einen Anschluss; daran hängen Investitionen von etwa 45 Mrd. EUR. In einem Fall in Nordrhein-Westfalen soll einem Industriepark mitgeteilt worden sein, der Anschluss könne sich bis in die dreißiger Jahre ziehen (Focus).

Der Mechanismus ist schlicht physisch. Energiebedarf, der früher über Öl-, Gas- und Kraftstofflieferketten gedeckt wurde, wandert in die Stromnetze. Elektroautos, Wärmepumpen, Wasserstoffanlagen und Rechenzentren brauchen Kapazität an konkreten Orten und zu konkreten Zeiten. Ein Land kann insgesamt genug Strom erzeugen und trotzdem keine neue Fabrik anschließen, weil der lokale Transformator oder das Umspannwerk ausgelastet ist.

Wer zuerst angeschlossen wird

Rationierung schafft Gewinner und Verlierer. Dänemarks neues Modell bevorzugt Antragsteller mit belastbaren Genehmigungen, Finanzierung und flexiblen Betriebsprofilen. Spekulative Projekte verlieren an Rang. Die Niederlande machen die Triage ausdrücklich: Vorhaben, die Engpässe mindern, sowie kritische Funktionen wie Gesundheitsversorgung, Wassermanagement und öffentlicher Verkehr rücken nach vorn. Wohnungsbau, Ladeinfrastruktur und normale Betriebserweiterungen können zurückfallen (EVConsult). Eine Studie für Utrecht schätzte, ein vollständiger Anschlussstopp könne lokale Unternehmen, Schulen und Verkehrsbetreiber 75 bis 225 Mio. EUR pro Jahr kosten (BVS).

Zwischen Nichtstun und Neubau gibt es technische Zwischenlösungen. Netzverstärkende Technologien, also Software, die anhand von Echtzeitwetterdaten neu berechnet, wie viel Strom eine Leitung sicher transportieren kann, könnten die nutzbare Kapazität ohne neue Leitungen um 20 bis 40 Prozent erhöhen (CATF). In Deutschland dürfen Netzbetreiber steuerbare Verbrauchseinrichtungen über 4,2 Kilowatt, etwa Wärmepumpen und Wallboxen, bei Engpässen vorübergehend dimmen, statt den Anschluss ganz zu verweigern (EnBW). Das neue EU-Netzpaket drängt auf schnellere Genehmigungen, bessere Warteschlangenfilter, flexible Anschlüsse und eine grenzüberschreitende Kostenverteilung (Eurelectric).

Im Kern geht es damit um Zuteilung. Kapazitätskarten, die Projektentwicklern zeigen, wo das Netz voll ist, zeigen Investoren zugleich, welche Regionen noch tragfähig erscheinen. Ist ein Transformator ausgelastet, müssen Regierungen zwischen Rechenzentrum, Wohnungsbau, Batteriespeicher und Fernwärmeumstellung entscheiden. Europa hat ein Jahrzehnt darüber gestritten, wie schnell die Energiewende gehen soll. Nun steht die schwierigere Frage an: wer zuerst dran ist.