Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften (Drucksache 21/1497)
Berlin, 13.10.2025: Der Entwurf setzt wichtige Anpassungen um, adressiert aber dringende Probleme, die in der Praxis auftreten, nicht. Anders als in früheren Entwürfen fehlen zentrale Bausteine, wie z.B. notwendige Verbesserungen zur Reservierung von Netzanschlüssen. Ohne einen einheitlichen und leistungsfähigen Reservierungsmechanismus für Netzkapazität werden die drängenden Probleme beim Anschluss von Erneuerbaren Energien-Anlagen, Speichern und neuen Verbrauchern nicht gelöst. Eine Ergänzung in diesem Bereich ist notwendig und die bisher entwickelten Vorschläge waren gut. Deren Wiederaufnahme hat das Potenzial, den inzwischen flächendeckend anzutreffenden „Grid-Lock“ bei der Vergabe von Netzanschlüssen jeder Art zu überwinden.
Mit der Absicherungspflicht bei Energielieferungen wird eine Vorgabe der EU-Strombinnenmarktrichtlinie umgesetzt, um Verbraucher besser zu schützen. Wir empfehlen diese Regel weiter zu stärken, denn bei richtiger Ausgestaltung der Absicherungspflicht würden auch die langfristigen Markpreissignale und damit die Versorgungssicherheit gestärkt werden. Im Gegensatz zu anderen Kapazitätsmechanismen stärkt die Absicherungspflicht den Strommarkt, anstatt ihn negativ zu verzerren. Zugleich würde die Absicherungspflicht den jahrelangen Attentismus bei Kapazitätsinvestitionen beseitigen. Im Gegensatz zu Kapazitätssubventionsmechanismen wie die Kraftwerksstrategie und der sog. Kapazitätsmarkt muss die Absicherungspflicht nicht von der EU-Kommission notifiziert werden. Damit könnte bereits jetzt die Versorgungssicherheit wesentlich gestärkt werden, ohne langjährige Genehmigungsprozesse mit der EU-Kommission mit ungewissem Ausgang abwarten zu müssen.
Beim Messstellenbetriebsgesetz fehlt es an Mut und Konsequenz, Bürokratie abzubauen und Prozesse spürbar zu vereinfachen. Stattdessen wird etwa das BSI sogar noch gestärkt, obwohl es in der Vergangenheit eine mindestens eher schwierige Rolle als Bürokratie- und Komplexitätsverstärker gespielt hat.
Im EEG sollte die Regelung zur Beteiligung der Kommunen an Solarparks mit Speichern aktualisiert werden, da die heutigen Vorgaben nicht kompatibel mit Solarbatteriekraftwerken sind. Auch sollte das Verhältnis der Beteiligungsregelung im EEG zu den Landesbeteiligungsgesetzen eindeutig und investitionsfreundlich geregelt werden.
Im EnWG-Entwurf des Jahres 2024 waren eine Reihe von Punkten enthalten, die zur Lösung des Problemfeldes Netzanschlüsse enthalten waren. Grundsätzlich sollte es das Ziel sein, die Netzanschlusskapazitäten auszubauen sowie vorhandene Netzanschlüsse besser zu nutzen und die Rahmenbedingungen dafür zu verbessern.
Anmerkungen zum EnWG
Begriffe §3 – Kundenanlage
(zu § 3 EnWG, sowie Folgeänderungen im EnWG, EEG, StromStV)
Der BGH hat im Mai 2025 auf Grundlage eines zuvor ergangenen Urteils des EuGHs zur Kundenanlage entschieden. Die daraus folgende Neuauslegung hat massive negative Auswirkungen auf die bisher regulierungsfreie und damit wenig Kosten verursachende Stromversorgung in Immobilien, Gewerbe, Industrie und Kommunen. Es besteht bereits jetzt aufgrund des Schwebezustands eine erhebliche Rechtsunsicherheit. Fällt der Status Kundenanlage, droht eine Welle an unabsehbaren Bürokratiepflichten, die volkswirtschaftlich keinerlei Mehrwert brächten und das Ziel der Entbürokratisierung konterkarieren. Die damit einhergehende Unsicherheit strahlt bereits in den Markt aus. Einzelne Netzbetreiber verweigern z. B. Neuanschlüsse von Kundenanlagen, ohne dass es dafür eine Rechtsgrundlage gibt. Dieser Schwebezustand beschäftigt sehr viele Akteure. Die Erwartung aller ist, die Rechtsunsicherheit umgehend zu beseitigen.
Aktuell steht im § 59 EnWG-E:
Energieanlagen zur Abgabe von Energie, die
a) sich auf einem räumlich zusammengehörenden Gebiet befinden oder bei der durch eine Direktleitung nach Nummer 25 mit einer Nennspannung von 10 Kilovolt bis einschließlich 40 Kilovolt Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in einer maximalen Entfernung von 5 000 Metern angebunden sind,
b) mit einem Energieversorgungsnetz oder mit einer Erzeugungsanlage verbunden ist,
Dieser sollte wie folgt ergänzt werden:
„e) und die von ihrem Betreiber nicht zum Zwecke des Verkaufes betrieben werden.“ Gleich geltende Ergänzung ist in § 60 EnWG-E vorzunehmen. Zudem schlagen wir die Einführung einer neuen Begriffsbestimmung nach § 3 EnWG vor:
Es müssten in jedem Fall auch Folgeänderungen im EnWG überall dort erfolgen, wo bisher nur auf die Kundenanlagen nach § 3 Nr. 24a oder Nr. 24b EnWG verwiesen wird, also z.B. in § 3 Nr. 16 EnWG („Energieversorgungsnetze“, im Entwurf Nr. 35) und § 20 Abs. 1d EnWG, wo dann überall auch auf § 3 Nr. [59a] (neu) EnWG hingewiesen werden müsste.
Des weiteren wären ebenso Anpassungen für Mieterstromanlagen und Anlagen der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung möglich, also auch Anpassungen im EEG 2023 und in der Stromsteuerdurchführungsverordnung, um die oben aufgezeigten Vorteile von dezentralen erneuerbaren Stromversorgungsanlagen im Einklang mit der Erneuerbare-Energien-Richtlinie zu behalten. Konkret wären hier § 21 Abs. 3 EEG 2023, § 42b EnWG und § 12b Abs. 3 Satz 2 StromStV anzupassen.
Begriffe §3 – Definition von „netzausbauvermeidend, netzdienlich und netzneutral“
Absicherungsstrategien
(zu § 5 Abs. 4a (neu) EnWG)
Die Einführung einer Pflicht zur Nutzung von angemessen Absicherungsstrategien ist europarechtlich vorgegeben und angesichts der in der Vergangenheit beobachteten kriegsbedingten Preiserhöhungen an den Großhandelsmärkten auch nachvollziehbar. Mit der vorgeschlagenen Regelung werden jedoch Verträge mit dynamischen Preisen nur unzureichend abgedeckt. Bei diesen Verträgen zahlen Kunden an die Großhandelspreise gekoppelte Preise für die verbrauchte Energie. Wenn diese Preise extrem hoch ausfallen – gegebenenfalls über einen längeren Zeitraum – könnten solche Verträge für die Kunden nicht mehr tragfähig sein. Die Lieferanten hätten zwar einen vertraglichen Zahlungsanspruch gegenüber den Kunden, die Kunden könnten diese aber möglicherweise nicht mehr bedienen. Extreme Preise bei den Kunden schlagen dann umgehend auf die Lieferanten durch, so dass die Betroffenheit auch hier sehr schnell gegeben ist. Wir regen deshalb an, auch bei solchen Verträgen eine angemessene Absicherung vorzusehen. Da flexible und dynamische Tarife in Zukunft die neue Normalität darstellen sollen, muss unbedingt vermieden werden, dass sie als unsicherer als Fixtarife angesehen werden.
Bei richtiger Ausgestaltung der Absicherungspflicht könnten auch die langfristigen Markpreissignale und damit die Versorgungssicherheit gestärkt werden. Damit könnten schnell und ohne langwierige Genehmigungsprozesse auf europäischer Ebene neue Anreize für Investitionen in entsprechende Kapazitäten implementiert werden. Dafür müsste die Verpflichtung zur Absicherung auf alle Kunden ausgedehnt werden. Konkrete Ausgestaltungsoptionen für eine Absicherungspflicht sind in der folgenden Studie aufgeführt: https://www.connect-ee.com/wp-content/uploads/2025/04/Connect_Ausgestaltung_der_Absicherungspflicht_2025.pdf. Dort finden sich auch Hinweise zur Begrenzung der Nachweis- und Dokumentationspflichten gegenüber der BNetzA. Idealerweise werden bereits verfügbare Informationen seitens der Übertragungsnetzbetreiber und anderer Plattformen hierfür verwendet.
Unverbindliche Netzanschlussauskunft: Fehlender einheitlicher Reservierungsprozess und mangelnde Transparenzpflichten
(zu §17a-c EnWG – BT-Drucksache 20/14199)
Die Umsetzung der unverbindlichen Netzanschlussprüfung nebst Transparenzpflichten und digitalen Netzanschlussportalen fehlt im jetzigen Gesetzentwurf vollständig. Eine für alle Netzbetreiber verpflichtende Regelung ist aus Sicht der Anschlusspetenten notwendig und sollte gut mit einem verbesserten Reservierungsmechanismus verschaltet werden. Es ist dringend notwendig, dass eine unverbindliche Netzanschlussauskunft in der Mittelspannungsebene einschließlich der Umspannebenen von Hoch- zu Mittelspannung und von Mittel- zu Niederspannung verpflichtend wird. Auch die Umspannebenen müssen enthalten sein. Notwendig ist zudem eine Erweiterung um die 110 kV – Ebene, zumindest perspektivisch. Auch dass eine unverbindliche Netzanschlussauskunft für Anlagen ab 135 kW (ohne oberen Leistungsgrenzwert) eingeführt wird, wäre sachgerecht. Es ist erstrebenswert,dass der Gesetzentwurf allen Netzbetreibern eine Veröffentlichungspflicht über die tatsächliche Verfügbarkeit der Netzanschlusskapazitäten von der Umspannebene von Höchstspannung zu Hochspannung sowie für die Umspannebene von Hochspannung zu Mittelspannung vorsieht, die auch eine monatliche Aktualisierung beinhaltet. Netztransparenz ist der Schlüssel für bessere Prozesse zum Netzanschluss.
Wir empfehlen die nahezu vollständige Übernahme der Paragrafen
- “17a Informationspflichten und Kommunikation bei Netzanschlussbegehren”,
- “17b Transparenz über verfügbare Netzanschlusskapazitäten in Elektrizitätsversorgungsnetzen” und
- “17c Digitale Netzanschlussportale”
aus dem Gesetzentwurf der Bundesregierung (Drucksache 20/14199) vom 13.12.2024 (unter Berücksichtigung neuer zeitlicher Fristen).
Das Anbieten einer unverbindlichen Netzanschlussauskunft ist Stand der Technik.[1] Netzbetreiber, die selbst diese Auskunft nicht anbieten können, sollten Abstriche bei der Energiewendekompetenz im Rahmen der Anreizregulierung erfahren, auch wenn sie im vereinfachten Verfahren sind.
Problem: Kein Anspruch auf Netzverknüpfungspunkt, auch nicht bei einer Reservierung
Es besteht kein Anspruch auf den Netzverknüpfungspunkt, der im Rahmen der unverbindliche Netzanschlussauskunft ermittelt wurde, auch nicht bei einer späteren Netzverträglichkeitsprüfung und Reservierung. Wenn damit aber die unverbindliche Auskunft so wenig belastbar ist, kann sie ihren Zweck der Entlastung der Netzbetreiber von konkreten Anfragen zu verfügbaren Netzverknüpfungspunkten nicht mehr erfüllen. Es ist nachvollziehbar, dass in diesem ersten Prüfschritt nur eine unverbindliche Netzanschlussauskunft gegeben werden soll. Diese sollte aber doch so ausgestaltet sein, dass man bei einer späteren Netzverträglichkeitsprüfung und Reservierung auf das konkrete Ergebnis der unverbindlichen Netzanschlussauskunft hinweisen kann (z.B. durch Angabe einer Auskunftsreferenz, die der VNB reproduzieren können muss). Die ermittelte Vorzugsvariante sollte zuerst geprüft werden, weshalb man auf diese referenzieren können muss. Besser noch wäre eine gemeinsame Projektverwaltung. Würden hingegen im Prozess der tatsächlichen Netzverträglichkeitsprüfung und Reservierung regelmäßig vollkommen andere NVP ermittelt, erhielte man trotz Änderungen keinen effizienten Mechanismus. Kollaboration und Netztransparenz sind die Schlüssel und dies könnte durch eine bessere Verschaltung von Netzanschlussauskunft und Netzverträglichkeitsprüfung/Reservierung erreicht werden.
- Zuerst ist ein reservierter Netzanschluss nötig.
- Dann wird ein flexibler Netzanschlussvertrag möglich.
- Dafür braucht es Netztransparenz.
Gemeinsame Nutzung elektrischer Energie / Energy Sharing
(zu § 42c EnWG)
Wir begrüßen es, dass ein Vorschlag für eine gemeinsame Energienutzung vorgelegt wird. Zwar teilen wir die Einschätzung des Gesetzgebers in den Erwägungsgründen, dass nicht davon auszugehen sei, dass die gemeinsame Nutzung von Strom zu einem Massengeschäft würde, allerdings wäre es wünschenswert, dass es überhaupt zu einem Geschäft werden kann, in dem dann auch Innovationen im Bereich des Energy Sharings möglich werden. Es wird für Energy Sharing keine Förderung vorgesehen, was mit einem geringen Missbrauchspotential einhergeht. Dies ist ein guter Grund dafür, möglichst viele Konstellationen zuzulassen. Wir unterstützen es, dass KMU sich an dem gemeinsamen Teilen von Energie beteiligen dürfen, denn Beispiele aus Portugal zeigen, dass eine Energiegemeinschaft dann besonders viel Energie miteinander teilen kann, wenn die teilnehmenden Lastprofile möglichst komplementär sind. Darüber hinaus scheint es sinnvoll die Teilnehmeranzahl nicht zu begrenzen. Energiegemeinschaften werden natürlicherweise an ihre Grenzen stoßen, immer dann, wenn der in der Gemeinschaft eingespeiste Strom, den Bedarf eines weiteren Mitgliedes nicht mehr decken kann. Auch das Ermöglichen von gemeinsamer Energienutzung mit Berücksichtigung der Netztopologie scheint angesichts der Komplexität sinnvoll. Massentauglichkeit von Energy Sharing muss der Anspruch sein, damit Lösungen günstig und attraktiv werden.
Energy Sharing über Zählerstandsgangmessung bei Erzeugung und Verbrauch (keine RLM)
(zu § 42c Abs. 1 EnWG)
Gegenüber älteren Entwürfen wurde die Formulierung durch die Klarstellung verbessert, dass für Energy Sharing eine Zählerstandsgangmessung bei der Erzeugung (anstatt einer registrierenden Leistungsmessung, RLM) ausreichend ist. Es ist allerdings unverständlich, warum im Gesetzentwurf die Zählerstandgangmessung nur für die Erzeugung, aber nicht für den Verbrauch vorgesehen ist. Wir empfehlen die Zählerstandsgangmessung, sowohl für Erzeugung als für den Verbrauch. Regelungen, die eine RLM erfordern sind unnötig, praxisuntauglich, teuer und auf keinen Fall massengeschäftstauglich. Daher möchten wir folgende Änderung anregen:
Zu §42 c Absatz 1 EnWG
(…)
6. der Strombezug wird an jeder belieferten Verbrauchsstelle mit einer viertelstündli-
chen registrierenden Leistungsmessung Zählerstandsgangmessung erfasst und
7. die in der Anlage erzeugte oder gespeicherte Elektrizität wird mit einer Zähler-
standsgangmessung nach § 2 Satz 1 Nummer 27 des Messstellenbetriebsgesetzes
erfasst.
Anmerkungen zum MsbG
(zu § 5 MsbG)
Eine Haltepflicht für von gMSB eingebaute iMSys hebelt ohne Not das gesetzlich verbriefte Recht auf Wechsel des Messstellenbetreibers für die Kunden aus. Nach erfolgtem Ersteinbau durch den gMSB wäre der Kunde dann erst einmal gebunden und das, obwohl er sich in vielen Fällen nicht einmal selbst für den Einbau entschieden hat. Rein aus Kundensicht wäre eine solche Zwangs-Haltefrist sehr nachteilig.
Die negativen Auswirkungen einer solchen zweijährigen Haltefrist werden zusätzlich dadurch verstärkt, dass die Messwertequalität auch seitens der grundzuständigen Messstellenbetreiber aktuell nicht gewährleistet ist. Hier entstehen dem Kunden, insbesondere aber seinem Lieferanten bspw. beim Angebot flexibler Tarife erhebliche Nachteile. Der Hinweis auf die sonstigen Rechtsvorschriften im Falle nicht vertragsgemäßer Leistungen durch den MSB bietet für den betroffenen Anschlussnutzer in der Praxis keinen ausreichenden Schutz.
Sollte sich der Gesetzgeber dennoch für eine Haltefrist entscheiden, sollte diese nur in Verbindung mit der Einhaltung der gesetzlich festgelegten Kriterien einhergehen, bei deren Verletzung (bsp.: wiederholte nicht bzw.nicht fristgerechte oder nicht vollständig übermittelte Messwerte) dem Kunden zweifelsfrei ein Sonderkündigungsrecht zusteht.
MSB-Kooperationen
(zu § 41 Absatz 1 MsbG)
Die Rolloutquote des gMSB berücksichtigt aktuell nur den Einbau von Smart Metern durch den gMSB selbst, im eigenen Netzgebiet. Mit dem vorliegenden Entwurf soll in § 41 Abs. 1 S. 2 MsbG-E die Möglichkeit eingeführt werden, dass gMSB untereinander Kooperationen eingehen können, wonach die bei den Ausbauverpflichtungen erzielten Quoten für die kooperierenden Unternehmen fortan in dem gesamten Gebiet der Kooperation gemeinsam gelten. Die geplante Regelung greift aber insgesamt zu kurz, da de facto keine Verbesserung bei der Anzahl der real eingebauten Messgeräte erfolgt. Vereinbart beispielsweise ein gMSB aus Schleswig-Holstein, der seinen Ausstattungsverpflichtungen nicht nachkommt, einen Kooperationsvertrag mit einem gMSB in Bayern, der seine Verpflichtungen übererfüllt, kann sich der gMSB aus Schleswig-Holstein diese Einbauten auf die Rolloutquote in seinem heimischen Netzgebiet anrechnen lassen. Der mit dem Rollout beabsichtigten Stärkung der Netzstabilität wird damit jedoch in Schleswig-Holstein kein bisschen geholfen.
Eine zielführende Lösung wäre, dass gMSB und wMSB Kooperationen vereinbaren können, in deren Rahmen die vom wMSB im Netzgebiet des gMSB eingebauten Systeme auf die Quote des gMSB angerechnet werden.
(zu § 47 Absatz 1 MsbG)
Der bne begrüßt eine Professionalisierung des Messstellenbetriebs. Dazu gehört, überforderte gMSB von ihren Aufgaben zu entbinden. Statt der automatischen Benennung des größten Anbieters sollte jedoch ein Pool an qualifizierten (wettbewerblichen) Interessenten eingerichtet werden. Über die Rolle des Auffangmessstellenbetreibers kann dann beispielsweise per Losverfahren oder regelmäßiger Registrierung bei der Bundesnetzagentur entschieden werden. Dies würde Wettbewerbsvielfalt sichern und den Missbrauch von Marktmacht verhindern.
Festlegungen der Bundesnetzagentur
(zu § 47 MsbG)
Es ist abzulehnen, dass die Bundesnetzagentur nach dem Entwurf nun Festlegungen „im Einvernehmen“ mit dem BSI treffen muss. In der Folge droht, dass sämtliche Kommunikation ausschließlich über das SMGW laufen muss. Das wiederum würde bereits am Markt befindliche Angebote und Softwarelösungen (Geräte-Apps, etc.) erschweren oder unmöglich machen. Jede technische Innovation und jede kundenfreundliche Neuerung, die in diesem Markt so dringend nötig ist, wird im Nadelöhr des SMGW abgewürgt. Eine Stärkung von Cyber-Security-Standards in Bezug auf den HEMS-Aufbau hinter dem Gateway kann nur auf der EU-Ebene geschaffen werden.
Das BSI kann jedoch der BNetzA in einer beratenden Funktion behilflich sein. Hierzu reicht es aus, wenn die BNetzA das BSI ins Benehmen setzt. Ein Einvernehmen zwischen den beiden Behörden ist nicht notwendig und steht dem Ansinnen der Regierung gegenüber, unnötig komplizierte Prozess und Bürokratie abzubauen. Darauf verweist auch der Abschlussbericht der Initiative für einen handlungsfähigen Staat). Dort wird auf Seite 100ff explizit auf die Behinderungen durch exzessiven Datenschutz hingewiesen und Reduktion eingefordert.
Verbrauchsinformationen ggü. Anschlussnutzer
(zu § 61 MsbG)
Die hier geplante Übermittlung von ¼-h-Werten ist halbherzig und unausgereift. Heute können Verbraucher zeitlich feiner aufgelöste live- Daten direkt aus den Anlagen oder über den Umweg eines Webportals diese Anlagendaten abrufen. Einen zusätzlichen Bedarf an ¼-h-Daten nach der Viertelstunde ist nicht nachvollziehbar. Perspektivisch wäre überlegenswert, eine solche Datenübermittlung auch im von der BNetzA geplanten MaBiS-Hub zu implementieren. Bis dahin sollte jedoch darauf verzichtet werden, um nicht zusätzlichen Umsetzungsaufwand zu produzieren, der kaum zusätzlichen Nutzen für Kunden schafft. Mindestens bedarf es einer klaren Regelung, ob der Messstellenbetreiber (MSB) oder der Lieferant für die Datenbereitstellung verantwortlich ist. Wird der Lieferant verpflichtet, muss er die Daten kostenlos und standardisiert, etwa per API, vom MSB erhalten. Eine bundesweit einheitliche Schnittstelle ist erforderlich, um eine Systemvielfalt bei über 900 MSB zu vermeiden – entsprechende Ansätze liegen bei edi@energy vor. Die Datenübermittlung sollte nur auf ausdrückliches Verlangen des Kunden erfolgen, etwa per Vollmacht, um Datenschutz zu wahren.
Anmerkungen zum EEG
Diese Energierechtsnovelle sollte dafür genutzt werden, beihilferechtlich nicht relevante Probleme im EEG zur Akzeptanzsicherung und zu Netzanschlüssen zu adressieren.
Solarparks mit Speichern brauchen ein Update der kommunalen Beteiligung
(zu § 6 EEG und zu § 22b EEG)
Die Beteiligung von Kommunen und Bürgern an Solarparks ist ein entscheidender Faktor für die Akzeptanz und den erfolgreichen Ausbau. § 6 EEG regelt die finanzielle Beteiligung von Kommunen und hat sich als erfolgreiches Instrument zur Akzeptanzförderung etabliert. In der Praxis ergeben sich immer wieder Unsicherheiten und rechtliche Herausforderungen, die eine gerechte Beteiligung der Bürger und Kommunen am Ausbau der Solarenergie erschweren. Insbesondere muss die Kompatibilität der Beteiligungsregel auch für Solarparks mit Batteriespeichern vollumfänglich hergestellt werden, da gerade mit Blick auf die in Kürze anwendbare „Abgrenzungsoption“ nach § 19 Abs. 3b EEG, wodurch die Aus- und Nachrüstungen von Solarparks mit Batteriespeichern der Standard wird.[2] Zudem wurden seit den letzten Änderungen des § 6 EEG verschiedene Landesbeteiligungsgesetze erlassen, die eine verpflichtende und über den § 6 EEG hinausgehende Beteiligung vorsehen. Dies verändert Anforderungen an die rechtssichere Kommunikation gegenüber der Kommune, sowie eine verbesserte Kompatibilität von Bunderecht und Landesrecht. Wir sehen Anpassungsbedarf im §6 EEG in den Bereichen:
- Erweiterung auf alle Freiflächenanlagen (Solaranlagen des ersten Segments)
- Erweiterung auf Solarparks mit Batteriespeichern (Kompatibilität: § 6 EEG und Speicher)
- Umstellung auf „tatsächlich produzierte“ Strommengen (wegen Batteriespeichern)
- Einführung einer Frist für die Erstattung (Empfehlung: acht Wochen)
- Frühzeitige Klarheit über die Beteiligung ermöglichen (wegen Landesgesetzen)
- Klares Verhältnis zwischen EEG- und Landesgesetzen (Benchmarking, Angemessenheit)
Der bne hat ein Rechtsgutachten[3] ausarbeiten lassen, dass die folgenden Änderungsempfehlungen bzgl. Freiflächenanlagen im § 6 EEG und § 22b EEG im Detail diskutiert:
§ 6 Finanzielle Beteiligung der Kommunen am Ausbau
1. Betreiber von Windenergieanlagen an Land nach Maßgabe von Absatz 2 und
2. Betreiber von Solaranlagen des ersten Segments nach Maßgabe von Absatz 3.
(2) [Diese Vorschläge befassen sich nicht mit der Beteiligung am Windkraftanlagen.]
(3) Bei Solaranlagen des ersten Segments dürfen den betroffenen Gemeinden Beträge von insgesamt 0,2 Cent pro Kilowattstunde für erzeugte Strommenge sowie für die Strommenge, die wegen Abregelungen durch den Netzbetreiber nach § 13a Absatz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes oder nach § 14 Absatz 1 in Verbindung mit § 13a Absatz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes nicht erzeugt wurde, angeboten werden. Als betroffen gelten Gemeinden, auf deren Gemeindegebiet sich die Solaranlagen des ersten Segments befinden. Befinden sich die Solaranlagen des ersten Segments auf gemeindefreien Gebieten, gilt für diese Gebiete der nach Landesrecht jeweils zuständige Landkreis als betroffen. Im Übrigen ist Absatz 2 Satz 4 bis 7 entsprechend anzuwenden. Wird der Strom vor der Einspeisung in ein Netz in einem Stromspeicher zwischengespeichert, darf die gesamte in den Solaranlagen des ersten Segments erzeugte und zu einem späteren Zeitpunkt in das Netz eingespeiste Strommenge Grundlage für die Ermittlung der Zuwendungen sein.
(4) Werden Vereinbarungen über Zuwendungen nach diesem Paragrafen abgeschlossen, achten die Gemeinden und andere öffentliche Stellen und Behörden darauf und stellen sicher, dass die Vereinbarungen keinen Einfluss auf die Gesetzmäßigkeit des Verwaltungshandelns haben.
Bei Solaranlagen des ersten Segments dürfen die betroffenen Kommunen den Abschluss der Vereinbarungen davon abhängig machen, dass der Betreiber ein Konzept, das fachlichen Kriterien für die naturschutzverträgliche Gestaltung von Freiflächenanlagen entspricht, vorgelegt oder nachgewiesen hat, dass die Umsetzung dieser Kriterien nicht möglich ist. Die Vereinbarungen gelten nicht als Vorteil im Sinn der §§ 331 bis 334 des Strafgesetzbuchs. Satz 3 ist auch für Angebote zum Abschluss einer solchen Vereinbarung und für die darauf beruhenden Zuwendungen anzuwenden.
(5) Für die tatsächlich erzeugte Strommenge sowie für die Strommenge, die wegen Abregelungen durch den Netzbetreiber nach § 13a Absatz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes oder nach § 14 Absatz 1 in Verbindung mit § 13a Absatz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes nicht erzeugt wurde, für die Betreiber von Windenergieanlagen an Land oder Freiflächenanlagen eine finanzielle Förderung nach diesem Gesetz oder einer auf Grund dieses Gesetzes erlassenen Rechtsverordnung in Anspruch genommen haben und für die sie Zahlungen nach diesem Paragrafen an die Gemeinden oder Landkreise geleistet haben, können sie die Erstattung dieses im Vorjahr an die Gemeinden oder Landkreise geleisteten Betrages im Rahmen der Endabrechnung vom Netzbetreiber verlangen. Die Erstattung durch den Netzbetreiber muss innerhalb von acht Wochen nach Eingang des vollständigen Antrags des Anlagenbetreibers erfolgen.
Verbesserung Rechtsverhältnis EEG und Landesgesetze / Benchmarking
In § 22b Absatz 6 EEG 2023 sollte ergänzt werden:
(6) Die Länder können weitergehende Bestimmungen zur Bürgerbeteiligung und zur Steigerung der Akzeptanz für den Bau von neuen Anlagen erlassen, wenn § 80a nicht beeinträchtigt ist.„Soweit die Länder Regelungen treffen, die Anlagenbetreiber dazu verpflichten, Gemeinden oder Bürger, die von der Errichtung ihrer Anlage betroffen sind, finanziell oder in anderer Weise zu beteiligen, gilt einschränkend, dass diese Regelungen dem Anlagenbetreiber verschiedene Formen der Beteiligung zur Auswahl stellen müssen. Dem Anlagenbetreiber muss dabei stets die Möglichkeit offenstehen, eine Beteiligung anzubieten,
- die bis zu 0,4 Cent pro Kilowattstunde erzeugter Strommenge entspricht,
- aber nicht mehr als 0,3 Cent pro Kilowattstunde erzeugter Strommenge betragen muss.
Außerdem muss es dem Anlagenbetreiber möglich sein, sich teilweise von der Beteiligungspflicht zu befreien, indem er bis zu 0,2 Cent pro Kilowattstunde erzeugter Strommenge im Wege der finanziellen Beteiligung nach § 6 anbietet, soweit § 6 anwendbar ist
Netzanschluss von EEG-Anlagen: Reservierungsmechanismus verbessern
(zu Drucksache 20/14199, §8e Reservierung von Netzanschlusskapazität)
Wir empfehlen die Umsetzung der §§ 8a, 8b, 8c, 8d, 8e und 8g EEG aus dem früheren Entwurf dieser Energierechtsnovelle, siehe Drucksache 20/14199. Die Regelungen sind notwendig, um die Praxisprobleme bei der Vergabe von Netzanschlusskapazität zu bewältigen. Der aktuelle Prozess zur Reservierung von Netzkapazität ist ein zentrales Hemmnis.
Wir empfehlen die Umsetzung von:
- § 8a Informationspflichten und Kommunikation bei Netzanschlussbegehren (LINK)
- § 8b Besondere Regelungen zu Netzanschlussbegehren (LINK)
- § 8c Besondere Regelungen zu Netzanschlussbegehren für Solaranlagen (LINK)
- § 8d Besondere Regelungen zu Netzanschlussbegehren für Stromspeichern (LINK)
- § 8e Reservierung von Netzanschlusskapazität (LINK)
Diese Verbesserungen im Netzanschlussprozess sind nötig, um die mit dem „Solarspitzenpaket“ hinzugekommenen Regelung für flexible Netzanschlussvereinbarungen (aktuell § 8a EEG) sinnvoll anwenden zu können. Wie ursprünglich angedacht, könnte die Regelung zu flexible Netzanschlussvereinbarungen der § 8f EEG werden, der auf den verbesserten Regeln zum Netzanschlussbegehren aufsetzt. Nur ein reservierter Netzanschluss sichert eine Investition in eine Erzeugungsanlage oder einen Speicher ab. Nur ein reservierter Netzanschluss kann mit einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung versehen werden.
Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne)
Der bne verbindet marktwirtschaftlich Wettbewerbund Innovation mit erneuerbaren Energien und fördert so eine günstige und resiliente Energieversorgung.
[1] Stand der Technik sind z.B. Softwarelösungen von https://envelio.com/de/igp/netzanschluss/ oder https://www.epilot.cloud/loesungen/netzbetreiber oder ähnlichen, die jeder VNB einsetzen könnte.
[2] Im „Solarspitzengesetz“ wurde mit der „Abgrenzungsoption“ gemäß § 19 Abs. 3b EEG der Grünstrom/Graustrom-Mischbetrieb von Batteriespeichern im Marktprämienmodell ermöglicht, sowohl bei Neuanlagen als auch bei Bestandsanlagen. Künftig können Batterien auch Netzstrom zwischenspeichern, ohne dass das Marktprämienanspruch dies den Marktprämienanspruch gefährdet. Die wird dazu führen, dass Solarbatteriekraftwerke der Standard werden (Ausrüstung und Nachrüstung von Batteriespeichern an Solarparks). Die BNetzA führt das zugehörige Festlegungsverfahren (MiSpeL) bereits durch. Die Festlegung greift im Jahr 2026. Daher ist die zeitnahe Aktualisierung der Kommunalbeteiligungsregelung notwendig.
[3] 2025/09, bne | Rechtsgutachten zur Verbesserung der Kommunalbeteiligung an Solarbatteriekraftwerken: https://www.bne-online.de/wp-content/uploads/2025-07-16-Rechtsgutachterliche-Kurzstellungnahme-kommunale-Beteiligung-nach-dem-EEG-1.pdf, sowie https://www.bne-online.de/wp-content/uploads/25-09-bne-Positionspapier-Solarparks-und-Beteiligung.pdf
