Berlin, 22.07.2026 (Länder- und Verbändeanhörung)

Gemeinsame Stellungnahme zu den Referentenentwürfen des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWE) vom 17.06.2026 zum „Gesetz für einen planbaren, kosteneffizienten, netzverträglichen und marktorientierten Ausbau der erneuerbaren Energien im Stromsektor“ (EEG 2027), sowie zum „Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Synchronisierung des Anlagenzubaus mit dem Netzausbau sowie zur Verbesserung des Netzanschlussverfahrens“ (Netzanschlusspaket).

• Einschätzung des bne zum EEG 2027 & Netzanschlusspaket
• Hinweise zum EnWG (Netzanschlusspaket)
• Hinweise zum EEG (EEG 2027)
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Vorab: Der Versand an einem Freitagabend und die Fristsetzung von drei Werktagen empfinden wir als Geringschätzung der Beteiligten und als Ausweis von Desinteresse an der Arbeit und Expertise der Marktparteien. Wir weisen das scharf zurück und fordern ein ernsteres, sachgerechteres Verfahren und einen wertschätzenderen Umgang.

Hinweis: Das Netzanschlusspaket und das EEG 2027 muss zusammen betrachtet werden, da es viele Wechselwirkungen gibt. Daher hat der bne eine gemeinsame Stellungnahme erstellt. Im Folgenden finden die Empfehlungen des bne im Überblick. Detaillierte Empfehlungen zum EnWG, zum EEG 2027 sowie zum MsBG finden sie im Anschluss.

Einschätzung des bne zum EEG 2027 & Netzanschlusspaket

Zusammenfassend kann festgestellt werden, dass das Netzanschlusspaket die prioritären Aufgaben in der Netzkrise nicht oder schlecht löst und offensichtlich vorrangig darauf ausgelegt ist, den Zubau von Wind- und Solarpark zu erschweren. Das EEG hingegen drosselt den Zubau von Photovoltaik Dachanlagen sowie von Biogas und Biomethan.

Langfristige Planungssicherheit der Branche wird unnötig beeinträchtigt

Die Vorschläge zur „Synchronisierung“ von Netz- und Anlagenbau stehen im Widerspruch zum Koalitionsvertrag, der eine Synchronisierung des Netzausbaus mit dem Erneuerbaren Energien Ausbau vorsieht und damit allerdings nicht ein Abbremsen der gesamten strombezogenen Wirtschaft, wie im Gesetzentwurf vorgenommen meint. Denn da sich der Koalitionsvertrag im Raum geltenden Rechts bewegt und dort in § 11 S.1 EnWG explizit der bedarfsgerechte Ausbau der Netze nach den Anforderungen des „Verkehrs-, Wärme-, Industrie– und Strombereich“(s) festgelegt ist verbietet sich jede andere Vorgabe.  Die Netze sind laut EnWG also wirtschaftsdienlich „zu betreiben, zu warten und bedarfsgerecht zu optimieren, zu verstärken und auszubauen”. Die in den vorliegenden Entwürfen erfolgte rechtswidrige Fehlinterpretation des Koalitionsvertrages würde in der Praxis den Fortschritt aller auf Strom und das Stromnetz angewiesenen Wirtschaftszweige verringern. Statt die Schwächen beim Netzausbau, der Netzdigitalisierung und den daraus folgenden Mangel bei der Vergabe von Netzanschlüssen offen anzugehen, werden u.a. die Rahmenbedingungen für den Ausbau erneuerbarer Energien zusätzlich erschwert. Dadurch werden Investitionen und die langfristige Planungssicherheit der Branche unnötig beeinträchtigt und wichtige europäische Vorgaben bleiben unberücksichtigt. Der Ausbau von EE-Anlagen, Speichern und neuen Verbrauchern sowie der Netzausbau kann und muss so aufeinander abgestimmt werden, dass alle Bereiche gleichzeitig voranschreiten. Diesem Ansatz verweigern sich die Überlegungen des Ministeriums.

Wir sind in einer Netzkrise, die ein Standortnachteil Deutschlands ist

Viele der heutigen Probleme entstehen, weil Netzanschlussverfahren bei zahlreichen Verteilnetzbetreibern zu langsam, zu wenig transparent und nicht ausreichend standardisiert sind. Die mangelhafte Digitalisierung der Netze kostet uns Wohlstand. Anstatt genau dort anzusetzen, erweitert das Netzanschlusspaket an mehreren Stellen die Handlungsspielräume für netzbetreiberseitige Verzögerungen und begrenzt zugleich die Möglichkeiten von Erneuerbaren-Anlagen und Speichern. Damit droht sich das Tempo der Energiewende am schwächsten Prozess- und Ausbauniveau zu orientieren – statt an den leistungsfähigsten und modernsten Akteuren. Deutschland kann die Energiewende nicht länger im Tempo der langsamsten Netzbetreiber organisieren. Wir brauchen Netze und Netzbetreiber die wirtschaftsdienlich sind. Ein modernes Industrieland braucht bundesweit schnelle, digitale und verlässliche Anschlussprozesse. Das Gesetzentwurf zum Netzanschlusspaket hätte hier einen Qualitätssprung auslösen müssen, bleibt aber hinter dem Erforderlichen deutlich zurück.  Im Ergebnis wird die Netzkrise verlängert und Deutschlands Standortnachteil wächst.

Redispatch-Vorbehalt streichen

Besonders kritisch bewertet der bne, dass der Redispatch-Vorbehalt – wenn auch in abgeschwächter Form – erhalten bleibt. Der bne empfiehlt, den Redispatch-Vorbehalt auf keinen Fall umzusetzen. Die Ziele des Netzanschlusspakets werden bereits vom vorgesehenen Baukostenzuschuss adressiert bzw. sollen und können zusätzlich mit der „systemdienlichen Netzanschlussleistung“ (SAL) erreicht werden. Der bne hält bei einer Umsetzung des Redispatchvorbehalts eine pauschale Kürzung der Entschädigung um bis zu 20 Prozent für unionsrechtswidrig. Allenfalls eine geringfügige Kürzung im Bagatellbereich von unter zehn Prozent könnte gegebenenfalls vertretbar sein.

Zudem muss klar geregelt sein, dass die Kosten der Ersatzbeschaffung beim entschädigungslosen Redispatch nicht zusätzlich beim Anlagenbetreiber anfallen. Die Risiken für Anlagenbetreiber können hier erheblich sein. Netzbetreiber müssen die Informations- und Abrechnungsprozesse im Redispatch endlich in den Griff bekommen. Der aktuelle Zustand der Redispatch-Abrechnung ist ungenügend und nicht haltbar.

Solarleistung system- und marktfreundlich begrenzen – statt mit dem Rasenmäher. Speicher jetzt ermöglichen

Die im Netzanschlusspaket vorgesehene pauschale Begrenzung der Wirkleistung großer Solaranlagen überzeugt nicht, da sie unabhängig von der konkreten örtlichen und regionalen Netzsituation und den Flexibilitätspotenziale moderner Anlagen ist. Besser wäre eine systemdienliche Bewertung der Anschlussleistung, die Einspeiseprofile und die Überbauung der Netzanschlüsse mit Speichern beachtet – und damit Speicher ausdrücklich als system- und marktfreundliche Anlagenbestandteile vorsieht. Wo Engpässe bestehen, sollten zunächst die technisch besseren Lösungen genutzt werden: Speicher am gemeinsamen Netzanschluss können Strom aufnehmen, der andernfalls abgeregelt würde, und ihn zeitversetzt einspeisen. Speicher an Erneuerbare Energien-Anlagen werden von Verteilnetzbetreibern stattdessen vielfach blockiert. Batteriespeicher sind aber das neue Normal.

Speicher müssen während Redispatch-Zeiten Strom aufnehmen dürfen, der später wieder eingespeist wird. Das ist eine technisch und wirtschaftlich sehr einfaches Gebot. Dies wird durch das Netzpaket aktuell nicht adressiert. Im EnWG muss daher die Zwischenspeicherung beim Redispatch eindeutig geregelt werden. Aktuelle Workarounds scheitern in der Praxis, weil Verteilnetzbetreiber heute unfähig sind, den Redispatch mit Co-Location-Speichern durchzuführen und abzurechnen. Hier ist schnelle Abhilfe vorzuschreiben. Zudem müssen verbindlich zulässige Graustrommengen möglich sein (wie im EEG bereits angelegt), damit die Speicher systemdienlich betrieben und freie Netzkapazitäten effizient genutzt werden können.

Spitzenkappung muss auch Netzbetreiber verpflichten Planungsgrundsätze zu ändern

Es ist sinnvoll, dass im Netzpaket das eine systemdienliche Anschlussleistung (SAL) in Form einer Spitzenkappung vorangebracht wird. Das Konzept wirkt aber nur, wenn Netzbetreiber in ihren Netzplanungsgrundsätzen und bei Netzverträglichkeitsprüfungen die Spitzenkappung auch anwenden und dadurch Netzanschlüsse für zusätzliche Anlagen bereitstellen können. Der Entwurf des Netzpakets setzt dies nicht um und entkernt damit das SAL-Konzept. Es ist unverständlich warum, der Entwurf auf der einen Seite eine Spitzenkappung bei Erzeugungsanlagen deutschlandweit vorsieht, auf der anderen Seite aber den Verteilungsnetzbetreibern nicht dazu verpflichtet ebendiese Spitzenkappung in ihren Netzverträglichkeitsprüfungen anzuwenden. Es ist notwendig, dass der § 11 Absatz 2 Satz 1 EnWG entsprechend angepasst wird.

Individuelle „Verhandlungen“ über Netzanschlussbedingungen sind nicht effektiv

Unsere grundsätzliche Kritik richtet sich gegen die Festschreibung einer Regulierung, die den Verteilnetzbetreibern zu viel Ermessensspielraum einräumt, ohne gleichzeitig hinreichende Transparenz- und Effizienzpflichten aufzuerlegen. Die aktuelle Netzkrise und die resultierende Knappheit an Netzanschlüssen zeigt, dass dieser Ansatz nicht funktioniert. Das von Netzbetreibern präferierte System der individuellen, oft langwierigen Verhandlungen über Netzanschlussbedingungen sind vor dem Hintergrund zeitgemäßer Anforderungen der Wirtschaft und dem Massengeschäft der Energiewende nicht effektiv. Wir beobachten eine massive Interessen- und Risikoasymmetrie: VNB tragen kein wirtschaftliches Risiko für Verzögerungen, während z.B. Projektierer bei verspätetem Netzanschluss oder unvorhergesehenen Abregelungen existenzbedrohende Einnahmeverluste erleiden. Mit dem Netzpaket werden mit Maßnahmen wie dem „Redispatch-Vorbehalt“ oder den von VNB errichteten „Einspeisenetzen“ die Finanzierungsbedingungen derart mit zusätzlichen Risiken aufgeladen, dass sich der Ausbau verlangsamen wird; dies um den zu langsamen Netzbetreibern wiederum noch mehr Zeit zu gewähren, die Infrastruktur auszubauen. Das ist ein Rückschritt gegenüber den heutigen Regelungen und wie oben dargelegt rechtswidrig.

Flexible Netznutzung als gesetzliches Schuldverhältnis direkt im EEG verankern

Um den Flaschenhals Netzanschluss aufzulösen, empfiehlt der bne eine Abkehr vom Trend zu individuellen Verhandlungen hin zu gesetzlich normierten Standardprozessen. Die flexible Netznutzung muss als gesetzliches Schuldverhältnis direkt im EEG verankert werden. Dies schafft Rechtssicherheit ab dem Moment der Standortwahl und begrenzt den willkürlichen Spielraum der Netzbetreiber. Wir empfehlen die Umsetzung von flexiblen Netzanschlussregelungen im EEG (vgl. „bne-Überbauungsvorschlag“)[1]Eine gesetzliche Regelung eines Anspruchs auf flexible Netznutzung ist eine sinnvolle Ergänzung zu individuell verhandelten flexiblem Netzanschlussvereinbarungen (FCA) und sichert anstatt eines „Redispatch-Vorbehalts“ die Finanzierungsgrundlage für den Ausbau. Zudem kann eine gesetzliche Regelung eines Anspruchs auf flexible Netznutzung im EEG auch besser auf anderen notwendigen Anpassungen im EEG2027 abgestimmt werden, wie z.B. der Einführung von CfD. Das schafft Planungssicherheit.

Ablehnungsrechte für Netzanschlüsse begrenzen, Prozesse modernisieren

Rechtswidrig und sachlich kontraproduktiv ist es zudem, die Rechte der Verteilnetzbetreiber zur Ablehnung von Netzanschlüssen für Erneuerbare-Energien-Anlagen dezidiert festzuschreiben und teilweise auch noch auszuweiten. Das Netzanschlusspaket erlaubt den Verteilnetzbetreibern ihre Prozesse zur Netzanschlussreservierung individuell festzusetzen. Wenn lange Bearbeitungszeiten, uneinheitliche Verfahren und fehlende Informationen zentrale Ursachen des Grid-Locks sind, kann die Antwort nicht in zusätzlichen Ablehnungsmöglichkeiten liegen. Verbindliche Bearbeitungsfristen, transparente Angaben zu verfügbaren Anschlusskapazitäten, standardisierte und digitale Verfahren und nachvollziehbare Begründungen für Ablehnungen sind notwendig und greifen nur, wenn wirksame Sanktionen bei Pflichtverletzungen ergänzt werden. Auch Netzbetreiber müssen bei der Vergabe von Netzanschlüssen die finanziellen Folgen tragen, wenn sie weiterhin langsam sind oder ihre Netze schlecht ausnutzen. Netzanschlusspaket sieht dies nicht vor. Netzbetreiber dürfen außerdem den Anschluss nur unter strengen Voraussetzungen und bei konkret nachgewiesenen Kapazitätsmängeln verweigern oder einschränken, wie ein Gutachten der Stiftung Umweltenergierecht analysiert. Darin wird klargestellt, dass ein Verzicht auf finanzielle Ausgleiche laut EU-Recht zwingend auf einer echten Freiwilligkeit ohne strukturellen Zwang basieren muss.[2]

Transparenz und Verbindlichkeit stärken, „Schaltfeldtransparenz“ erreichen

Die im Netzanschlusspaket vorgesehenen Anforderungen an Transparenz und Netzanschlussprozesse fallen dafür deutlich zu mild aus. Schwache und langsame Prozesse der Verteilnetzbetreiber sind inzwischen ein Hauptengpass für den Ausbau von Erneuerbaren Energien und Speichern. Diese Fehlstelle muss sowohl im parlamentarischen Verfahren zum Netzanschlusspaket als auch im angekündigten Verteilnetzpaket korrigiert werden. Es braucht zudem „Schaltfeldtransparenz“ in den Umspannwerken der Verteilnetzbetreibern. Dies ist eine Grundvoraussetzung für die Überbauung von Netzanschlüssen.

Es fehlen verbindliche Qualitätsstandards für VNB

Ein zentrales Versäumnis der aktuellen Reformvorschläge ist das Fehlen eines verbindlichen Qualitätsstandards für VNB. Ein „ordentlicher Netzbetreiber“ muss im digitalen Zeitalter u.a. verpflichtet werden, sein Netz transparent abzubilden. Stattdessen werden den Anlagenbetreibern neue Hürden wie der Redispatch-Vorbehalt auferlegt, die die Finanzierung über Banken erheblich erschweren („Unbankability“). Zudem muss die Digitalisierung der VNB-Prozesse durch strikte Fristen und Sanktionen bei Untätigkeit oder unzureichendem Service erzwungen werden.

Bei Netzbetreibern, die den Anforderungen einer effizienten wirtschaftsdienlichen Netzführung und eines ebensolchen Ausbaues nicht genügen, muss eine Überprüfung der notwendigen Leistungsfähigkeit zum Erhalt der Konzession erfolgen.

Die Überarbeitung der Netzanschlussverfahren ist überfällig. Der Entwurf ist bei Weitem nicht ausreichend und schreibt teilweise den Ist-Zustand fest

Die Überarbeitung der Netzanschlussverfahren (§§ 17a–17f EnWG im Netzpaket) braucht mehr Leitplanken: Das Netzanschlussverfahren muss einheitlicher, digitaler und transparenter werden. Der bne sieht erheblichen Nachbesserungsbedarf, um bürokratischen Wildwuchs zu verhindern. Während die Vorgabe eines genehmigungspflichtigen Verfahrens für das Übertragungsnetz (§ 17a EnWG) hier als sachgerecht bewertet wird, kritisieren wird die geplante Flexibilität bei der Priorisierung von Netzanschlussbegehren (§ 17b EnWG): Industriepolitische Entscheidungen dürften keinesfalls den Netzzugang nach § 8 EEG einschränken oder gar rein in das Ermessen der VNB gestellt werden. Stattdessen braucht es bundeseinheitliche, transparent angewendete Kriterien, um Spekulation einerseits und unberechtigte Depriorisierung durch VNB andererseits abzufangen. Bei der Transparenz verfügbarer Netzkapazitäten (§ 17c EnWG) greift der Entwurf nach Auffassung des bne zu kurz. Hinsichtlich der Informationspflichten und Fristen (§ 17d EnWG) plädiert die Stellungnahme für verbindliche 8-Wochen-Bearbeitungsfristen samt Sanktionen bei Überschreitung, automatische Vollständigkeitsbestätigungen und vollkommen vereinheitlichte digitale Standardprozesse. Die verpflichtende Nutzung digitaler Portale ab 2028 (§ 17e EnWG) wird begrüßt, essenziell ist jedoch eine durchgängige Maschinenlesbarkeit und vollständige Systemharmonisierung. Der bne warnt vor unzureichenden Leitplanken bei der Reservierung von Netzkapazitäten (§ 17f EnWG). Um wenigstens zu vermindern, dass die einzelnen VNB individuelle Lösungen festschreiben, die die Bundesnetzagentur mangels Kapazitäten nicht prüfen kann, sollte eine verpflichtende einheitliche Veröffentlichung der Reservierungsprozesse auf vnb-digital.de, erfolgen. Dies erlaubt die Prüfung durch die Branche und vermeidet den schlimmsten Wildwuchs.

Finanzierbarkeit von Anlagen sicherstellen (im Kontext des Netzpakets)

Das EEG 2027 markiert zwar einen Wendepunkt für die Energiewende, indem es Marktintegration und mehr Eigenverantwortung der Akteure stärker in den Mittelpunkt stellt. Der Entwurf des EEG 2027 muss zudem im Kontext des Netzpakets und der aktuellen Reform der Netzentgelte gesehen werden. Je nach Ausgestaltung (z.B. Einführung eines „Redispatch-Vorbehalt“, BZK, Einspeiseentgelte) verändern diese die Grundlagen der Anlagenfinanzierung erheblich.

Korrekturbedarf: Der EEG-Entwurf ist inkompatibel mit dem PPA-Markt

Mit den Vorschlägen im EEG 2027 und Netzpaket wird der PPA-Markt vollkommen verschwinden, was insbesondere mittelständische Unternehmen erheblich schadet, die sich mit PPA gegenüber Energiepreisschwankungen absichern möchten. Das ist krass wirtschaftsstandortgefährdend. Der EEG-Entwurf verhindert marktübliche PPA mit EEG-Anlagen im Marktprämiensystem. Damit wird der EEG-abgesicherte PPA-Neuanlagenmarkt abgeschafft, zulasten höherer Förderkosten. Es bedarf einer Änderung, die eine PPA-Finanzierung von Anlagen die neu in Betrieb gehen zulässt („Starter-PPA“, „Mittelstands-PPA“) – kompatibel mit der CfD-Einführung. Auch bei Kleinanlagen ist der grundsätzlich wünschenswerte Weg in die Direktvermarktung noch keineswegs reibungsarm gestaltet. Mittelstandsunternehmen konnten bislang über das EEG abgesicherte PPAs abschließen. Bezuschlagte Projekte sind nach Inbetriebnahme in die sonstige Direktvermarktung gegangen und haben vor allem mit mittelständigen Unternehmen PPAs abgeschlossen. Erst nach Auslauf der PPAs sind die Projekte dann in die Marktprämie gewechselt. Die EEG-Absicherung war Voraussetzung der Finanzierung seitens der Banken. Der Gesetzentwurf schließt diesen Weg aus, womit künftig diese Mittelstands-PPAs nicht mehr möglich sind   Im CfD-Vorschlag fehlt ein Marktrahmen für PPAs, damit Stromlieferungen für den Mittelstand ab dem Tag eins möglich werden. Wie heute im EEG möglich, müssen auch künftig im CfD-Modell “Starter-PPA” erlaubt sein. Dafür muss die Passage gestrichen werden, die es verbietet, erst ein PPA zu machen und danach in den CfD zu gehen.

Flexible Netznutzung als Standardvorgabe direkt im EEG verankern

Um den Netzanschluss als Flaschenhals aufzulösen, empfiehlt der bne eine Ergänzung des Trends zu individuellen Verhandlungen um einen gesetzlich normierten Standardprozess. Die flexible Netznutzung muss als gesetzliche Standardvorgabe direkt im EEG verankert werden. Dies schafft Rechtssicherheit ab dem Moment der Standortwahl und begrenzt den willkürlichen Spielraum der Netzbetreiber (bne-Gutachten).

EEG 2027 muss den Co-Location-Speicherbetrieb voll abbilden

Der Entwurf des EEG 2027 erkennt zwar an, dass Speicher in Co-Location zu Erneuerbaren Energie-Anlagen an Bedeutung gewinnen, berücksichtigt diese Betriebswiese in den Vorschlägen nicht zufriedenstellend. Eine Reduktion der Komplexität von Mischsystemen (Co-Location von Erzeugung und Speicher), muss der Anspruch im EEG 2027 sein. Solche Systeme werden künftig im Standardfall auch Graustrommengen aus dem Netz aufnehmen (aufgrund der mit den Solarspitzengesetz beschlossenen „Abgrenzungsoption“, aber auch bei Prosumern im förderfreien Betrieb, die den Speicher im variablen Direktvermarktungsstromtarif). Neue Regelungen wie die CfD-Einführung dürfen für Standard-Speichern nicht unnötig komplex werden oder Flexibilität verhindern. Die Abschöpfung von Mehrerlösen über den Refinanzierungsbeitrag darf z.B. nicht dazu führen, dass die zeitliche Verschiebung von Strommengen durch Speicher wirtschaftlich bestraft wird. Wenn ein Speicher Solarstrom mittags aufnimmt und abends einspeist, entlastet er das Netz und reduziert die Marktprämienzahlung. Diese systemdienliche Leistung muss honoriert und nicht durch CfD-Mechanismen konterkariert werden. Auch daher ist die PPA-Kompatibilität bei Neuanlagen notwendig – was im Entwurf faktisch ausgeschlossen ist. Auch ist im Kontext des Netzanschlusspakets von vollkommen offen, wie in Situationen mit Redispatch-Vorbehalt die finanzielle Kompensation (außerhalb der 10-20% entschädigungslosem Redispatch) bei Anlagen mit Speichern erfolgen soll und wie diese bewertet wird. Selbst innerhalb der 10-20% entschädigungslosem Redispatch (mit oder ohne Speicher) noch unklar, wie die Ersatzbeschaffung durch Direktvermarkter kompensiert werden soll.

Direktvermarktung von Kleinanlagen muss attraktiver werden

Das EEG 2027 vollzieht eine Kehrtwende in der Förderung der Kleinanlagen. Der große Erfolg, den das EEG mit gesicherter Förderung und Einspeisevorrang in den letzten 25 Jahren dem privaten PV-Zubau bereitet hat, endet. Künftig sollen Kleinanlagen in die Nulleinspeisung oder in die Marktintegration. Das ist verfrüht, denn der Markt, der Kleinanlagendirektvermarktung ist bisher ein Nischenmarkt, die Prozesse bestehen, die Fristen sind gesetzt, aber sie werden nicht gelebt. Netzbetreiber und gMSB werden zum Flaschenhals, weil sie die Prozesse nicht massentauglich beherrschen. Eine fertig gebaute Anlage braucht regelmäßig über ein halbes Jahr, um in die sonstige Direktvermarktung zu kommen. Aus dem Grund plädieren wir unbedingt dafür die geförderte Direktvermarktung beizubehalten. Außerdem lehnen wir die Begrenzung die Wirkleistungseinspeisung einer steuerbaren Anlage des zweiten Segments in der Direktvermarktung strikt ab. In beiden Fällen werden Anlagen unter 25kW des zweiten Segments gegenüber Großanlagen benachteiligt.

Direktvermarktungsstromtarife ermöglichen

Damit der Systemwechsel von der Einspeisevergütung zur Marktintegration von PV-Anlagen (bis 25kW) ab der Inbetriebnahme gelingen kann, müssen zunächst die operativen Voraussetzungen geschaffen werden: Zuweisung und Aktivierung der MaLo-ID bei Netzanmeldung, Installation eines iMSys (und Konfiguration im TAF 7), Speicheranmeldung (mit überarbeitetem Speicherdatenblatt).Derzeit fehlen jedoch bei vielen Verteilnetzbetreibern skalierbare und massentaugliche Prozesse für die Direktvermarktung im Kleinanlagensegment. Klare Vorgaben für den Start im Marktbetrieb und sanktionsbewährte Pflichten für VNB sind notwendig: Wenn Netzbetreiber trotz standardisierter Prozesse nur verspätet den Zugang zur Kleinanlagenvermarktung gewähren, sollte es einen Schadenersatzanspruch geben – wie in anderen Märkten üblich (z.B. Bahn).

Innovations- und Resilienzausschreibungen zielgerichtet weiterentwickeln

Innovationsausschreibungen bilden den technologieoffenen Teil des EEG und haben erfolgreich zur Erprobung neuer Anlagenkonzepte beigetragen. Das Instrument ist jedoch in seiner bisherigen Ausgestaltung stehen geblieben und sollte so weiterentwickelt werden, dass bezuschlagte Projekte einen messbaren Beitrag zu Versorgungssicherheit, Systemstabilität und Systembetrieb leisten. Nach Erreichen dieser Ziele kann das Instrument auslaufen. Auch Resilienzausschreibungen sollten zunächst gezielt und in begrenztem Umfang erprobt werden. Die derzeitige Ausrichtung auf das Freiflächensegment erscheint realitätsfern, da in Deutschland kaum entsprechende Modul- und Zellproduktion vorhanden ist. Sinnvoller wäre es, zunächst das potenziell besser geeignete Dachsegment einzubeziehen und in Pilotauktionen zu prüfen, ob das Instrument die angestrebte Resilienzwirkung tatsächlich erreicht und welche Mehrkosten damit verbunden sind.

Gedrosselte Bioenergie treibt Erdgasabhängigkeit und Systemkosten hoch

Die gedrosselten Mengen der Biogasausschreibungen werden dazu führen, dass über das StromVKG noch mehr teure Erdgaskraftwerke mit unglaublichen Höchstpreisen ausgeschrieben werden. Zugleich wird der Wegfall der Biomethanausschreibungen damit begründet, dass das Biomethan in anderen Sektoren benötigt würde. Dies wird letztlich zur Folge haben, dass Biomethan im Wärmesektor Wärmepumpen verdrängen wird und im Gegenzug die Erdgaskraftwerkskapazität weiter steigen wird, die über das StromVKG ausgeschrieben wird. Die Abhängigkeit Deutschlands von Erdgasimporten wird mit diesem Ansatz erhöht, bei gleichzeitig höherem Ausstoß an Klimagasen.

Die vollständige Stellungname steht zum Download bereit.