Der vergessene Teil des Windparks: Wie kommt der Strom aus dem Ochsenhau eigentlich ins Netz?
Wenn über den geplanten Windpark im Ochsenhau gesprochen wird, geht es meist um die Windräder selbst: ihre Höhe, den Wald, die Rodungsflächen, den Wasserschutz. Ein Teil des Projekts kommt in der öffentlichen Diskussion dagegen praktisch nicht vor — dabei entscheidet er mit über Sinn und Kosten des gesamten Vorhabens: der Netzanschluss. Denn Strom, der im Wald erzeugt wird, muss erst einmal dorthin gelangen, wo ihn jemand abnehmen kann. Wir haben uns die Fakten angesehen. Nicht Meinungen — Fakten, jeweils mit Quelle. Und um es vorweg in ein Bild zu fassen: Es geht um die Gleise für einen Bahnhof, über dessen Bau längst verhandelt wird.
Das Netz in unserer Region ist bereits am Limit
Das ist keine Behauptung von uns, sondern die Aussage der Netzbetreiber selbst. Die Syna, zuständig unter anderem für Murrhardt und weite Teile des Rems-Murr-Kreises, spricht von einer „nahezu exponentiell“ gestiegenen Zahl an Anschlussanfragen: Allein für das Jahr 2023 rechnete das Unternehmen mit rund 25.000 Anfragen für neue Erneuerbare-Energien-Anlagen — so viele, wie zuvor in über vier Jahren insgesamt angeschlossen wurden. Deshalb werden in unserer Nachbarschaft gerade die Ortsnetze verstärkt, etwa in Auenwald, wo bis April 2026 neue Erdkabel verlegt wurden — laut Syna ausdrücklich „rechtzeitig vor dem Sommer, in dem PV-Anlagen auf Hochtouren laufen“.
..10 Jahre und länger…
Eine Ebene höher sieht es nicht besser aus. Die Netze BW, Betreiberin des 110.000-Volt-Netzes in Baden-Württemberg, erklärt selbst, dass langfristig fast alle ihrer knapp 300 Umspannwerke erweitert und zahlreiche neue gebaut werden müssen. Allein für ihr Hochspannungsnetz plant sie bis 2045 Investitionen von 14,5 Milliarden Euro. Und wie lange so etwas dauert, hat ein baden-württembergischer Netzbetreiber in diesem Jahr ungewöhnlich offen beziffert: In der Region Mittelbaden besteht seit Ende 2025 ein großer Engpass im 110-kV-Netz — größere Neuanschlüsse werden dort derzeit nicht bedient, und die nötigen Ausbaumaßnahmen können einschließlich der Genehmigungsverfahren „bis zu zehn Jahre oder länger dauern“. So die Netzgesellschaft wörtlich auf ihrer eigenen Internetseite.
Der Weg des Stroms aus dem Ochsenhau: ein zweites Bauprojekt, über das niemand spricht
Windparks in der Größenordnung, wie sie im Ochsenhau geplant sind, speisen nach den technischen Standards der Netze BW direkt ins 110.000-Volt-Netz ein. Dafür braucht es ein eigenes Einspeise-Umspannwerk — eine Anlage von der Größe eines Fußballfelds, rund 10.000 Quadratmeter, wie vergleichbare Werke der Netze BW zeigen. Und es braucht eine Kabeltrasse vom Windpark zum Anschlusspunkt. Für den Ochsenhau hat die Vorhabenträgerin iTerra bei der öffentlichen Projektvorstellung im Mai 2026 in Althütte Murrhardt als Anschlusspunkt benannt — das bedeutet eine Kabeltrasse von gut zehn Kilometern durch den Wald. Was dagegen weiterhin fehlt: der konkrete Trassenverlauf, die betroffenen Flächen und der Nachweis, dass am benannten Punkt überhaupt Kapazität frei ist.
Diese Trasse ist ein eigenständiger Eingriff mit eigenem Genehmigungsverfahren. Selbst wenn das Kabel streckenweise entlang bestehender Waldwege verlegt werden kann, bleiben je nach Bauart mehrere Hektar Baufläche während der Verlegung und ein dauerhaft von Bäumen freizuhaltender Schutzstreifen auf den Abschnitten, die quer durch den Bestand führen. Bemerkenswert dabei: Während für die Windräder selbst der Gesetzgeber die Genehmigungsverfahren in ausgewiesenen Windenergiegebieten stark vereinfacht hat — die Umweltverträglichkeitsprüfung und die artenschutzrechtliche Einzelprüfung entfallen dort inzwischen —, gilt diese Privilegierung für eine kilometerlange Anschlusstrasse außerhalb des Gebiets so nicht automatisch. Der Netzanschluss ist damit möglicherweise der am gründlichsten zu prüfende Teil des gesamten Vorhabens. Umso erstaunlicher, dass er in den bisherigen Planunterlagen kaum eine Rolle spielt.
Wie lange dauert das — und wer zahlt am Ende?
Aus den belegten Zahlen der Netzbetreiber lässt sich ein realistischer Korridor ableiten: Im günstigen Fall — wenn am Anschlusspunkt Kapazität frei ist und alle Verfahren parallel laufen — dauert es vom Anschlussantrag bis zur betriebsbereiten Netzanbindung etwa vier bis sechs Jahre. Muss aber das übergeordnete 110-kV-Netz erst verstärkt werden, nennen die Netzbetreiber selbst Zeiträume von bis zu zehn Jahren und mehr. Ob im Raum Murrhardt Kapazität frei ist, ist bislang durch nichts belegt. Das ist eine der Fragen, die vor jeder weiteren Entscheidung beantwortet gehören.
Und dann ist da noch die Frage, was passiert, wenn der Strom fließt — in ein Netz, das schon heute an sonnigen und windigen Tagen mehr Einspeisung erhält, als es transportieren kann. Die Antwort des Systems heißt Abregelung: Bei Engpässen drosselt der Netzbetreiber die Anlagen, und die Betreiber erhalten dafür eine gesetzlich garantierte Entschädigung. Bezahlt wird diese Entschädigung nicht vom Projektierer und nicht vom Netzbetreiber — sie fließt in die Netzentgelte ein, also in die Stromrechnung der Haushalte und Betriebe der Region. Im Klartext: Der Betreiber eines Windparks ist gegen das Netzproblem finanziell abgesichert. Die Stromkunden sind es nicht.
Erst die Gleise, dann der Bahnhof
Niemand käme auf die Idee, einen Bahnhof zu genehmigen, bevor feststeht, ob und wann die Gleise gebaut werden können. Genau das aber geschieht hier: Über die Windräder wird geplant und verhandelt, während die Schienen — Trasse, Umspannwerk, Netzkapazität — nicht einmal auf dem Papier existieren.
Natürlich wird man uns entgegenhalten: Die Politik hat den Erneuerbaren Vorrang eingeräumt, und der Netzbetreiber ist gesetzlich verpflichtet anzuschließen. Beides stimmt — und beides beantwortet nichts. Ein Vorrang auf dem Papier baut kein Umspannwerk. Kein Paragraf verkürzt ein Genehmigungsverfahren für die Verstärkung des Hochspannungsnetzes, für die die Netzbetreiber selbst bis zu zehn Jahre und mehr veranschlagen. Und die Anschlusspflicht regelt nur, dass angeschlossen wird — nicht wann, nicht zu welchen Kosten und schon gar nicht, wer die Zeche zahlt, wenn der Strom hinterher nicht abtransportiert werden kann. Für dieses Szenario gibt es längst ein Wort: Geisterstrom. Strom, der nie fließt, weil das Netz ihn nicht aufnehmen kann — aber vergütet wird, als wäre er geflossen. Bezahlt nicht vom Betreiber und nicht vom Netzbetreiber, sondern über die Netzentgelte: mit der Stromrechnung jedes Haushalts und jedes Betriebs in der Region.
Deshalb gehören drei Fragen auf den Tisch, bevor über Genehmigung und Bau der Anlagen überhaupt nachgedacht wird. Erstens: Liegt für den benannten Anschlusspunkt Murrhardt eine Netzverträglichkeitsprüfung vor — und ist dort, in einem Netzgebiet mit dokumentiertem Anschlussstau, tatsächlich Kapazität frei, oder muss das übergeordnete Netz erst über Jahre verstärkt werden? Zweitens: Wo genau soll die Anschlusstrasse verlaufen, welche Wald- und Wasserschutzflächen quert sie, und warum war sie bisher kein Thema der öffentlichen Unterlagen? Drittens: Mit wie vielen Abregelungsstunden rechnet der Betreiber an diesem Standort — und welche Geisterstrom-Rechnung kommt damit auf die Region zu?
Ein Bahnhof ohne Gleise ist kein Verkehrsprojekt, sondern ein Denkmal. Und ein Windpark ohne geklärten Netzanschluss ist keine Energiewende — sondern eine Rechnung, die bei uns landet.
Alle Zahlen und Zitate in diesem Beitrag stammen aus öffentlichen Quellen: Veröffentlichungen der Syna GmbH und der Backnanger Kreiszeitung (2023), der Stuttgarter Zeitung (2024), der Kreiszeitung Böblinger Bote (2026), der E-Werk Netze GmbH & Co. KG zum Netzengpass Mittelbaden (2026), der Netze BW GmbH (Netzausbauplan, Einspeise-Umspannwerke, Pressemitteilungen 2023–2025) sowie des Staatsanzeigers Baden-Württemberg (2024). Die vollständige Quellenliste stellen wir auf Anfrage gern zur Verfügung.