{"$schema":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/json-schemas/R2.22/Lobbyregister-Registereintrag-schema-R2.22.json","source":"Deutscher Bundestag, Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der 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Als Ökoenergieversorger stehen für die EWS in erster Linie Themen rund um den dezentralen und bürgernahen Ausbau der Erneuerbaren Energien im Fokus. \r\n\r\nDas konkrete Tätigkeitsfeld der mit der Interessenvertretung betrauten Personen bei der EWS umfasst insbesondere das Verfassen von Positionspapieren, Stellungnahmen, Pressemitteilungen sowie Beiträgen für branchenbezogene Publikationen. Darüber hinaus wird auch der direkte Austausch mit politischen Entscheidungsträger:innen wie Mitgliedern des Deutschen Bundestags und deren Mitarbeiterstab sowie Vertreter:innen von Bundesministerien (v.a. BMWK), mit Branchen- und Kooperationspartner:innen, Energiewende-Netzwerken sowie Marktbegleitern geführt. Zu Themen großer energiepolitischer Relevanz geben die EWS Studien bei renommierten Beratungsinstituten oder Energiewende-Think Tanks in Auftrag. Die Ergebnisse werden in öffentlichen Dialogformaten mit Vertreter:innen aus Politik, Wissenschaft, Wirtschaft und Gesellschaft diskutiert. Ferner werden EWS-Positionen im Rahmen von externen Fachgesprächen, Workshops und relevanten Energiewende-Projekten sowie durch Engagement in relevanten Branchenverbänden vertreten. Bei Bedarf beauftragt die EWS externe Fachagenturen mit der Unterstützung in Fragen der strategischen Kommunikation und politischen Positionierung.  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Absicherung von Energiewende-Projekten über eine bessere Sicherheit der Finanzierungskosten. 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Die EWS sehen bei den Netzentgelten Anpassungsbedarf bei vielen Punkten:\r\n\r\n-Wälzung der Netzkosten auf Verteilnetzebene zwischen den Regionen bzw. einheitliche Verteilnetzentgelte,\r\n-Anreize bzw. Hemmnisse für Flexibilisierung des Stromsystems,\r\n-Akzeptanz der Energiewende,\r\n-Schnelligkeit des Roll-Outs Intelligenter Zähler,\r\n-Netzengpässe, Redispatchkosten & lokale Signale,\r\n-Anreize zur Steigerung der „Energiewendekompetenz\" von Netzbetreibern,\r\n-Rückstellungen für Stilllegung und Rückbau von Gasnetzen","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen","shortTitle":"StromNEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromnev"},{"title":"Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Gasversorgungsnetzen","shortTitle":"GasNEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gasnev"},{"title":"Verordnung über die Anreizregulierung der Energieversorgungsnetze","shortTitle":"ARegV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/aregv"},{"title":"Gesetz über den Messstellenbetrieb und die Datenkommunikation in intelligenten Energienetzen","shortTitle":"MessbG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/messbg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011915","title":"Verbesserung AVBFernwärmeV-Novelle","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Entwurf einer Verordnung zur Änderung der Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme und zur Aufhebung der Verordnung über die Verbrauchserfassung und Abrechnung bei der Versorgung mit Fernwärme oder Fernkälte (20. 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Übergangspflichten für Kleinnetzbetreiber, z.B. bei der Pflicht zur Fernauslesung von Messeinrichtungen und zu Abrechnungs- und Verbrauchsinformationen\r\n·Die Beibehaltung der Nutzung der unabhängig ermittelten und transparenten Indizes des Statistischen Bundesamtes bei Vorgaben zur Preisänderungsklausel","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme","shortTitle":"AVBFernwärmeV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/avbfernw_rmev"},{"title":"Verordnung über die Verbrauchserfassung und Abrechnung bei der Versorgung mit Fernwärme oder Fernkälte","shortTitle":"FFVAV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ffvav"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of 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Streichung der verpflichtenden Anbietung von Stromlieferverträgen mit fester Laufzeit und festen Tarifen\r\n· Die neuen Regeln zum Energy Sharing deutlich attraktiver auszugestalten\r\n· Mehr Klarheit bezüglich den zu erbringenden Nachweisen bei den neuen Regeln zum Kapazitätsmechanismus zu schaffen\r\n· Eine Konkretisierung zur gleichwertigen Behandlung aller Beteiligungsformen bei den neuen Regeln zur Bürger:innenbeteiligung","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz","shortTitle":"NABEG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/nabeg"},{"title":"Gesetz zur Reduzierung und zur Beendigung der Kohleverstromung","shortTitle":"KVBG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kvbg"},{"title":"Gesetz zur Finanzierung der Energiewende im Stromsektor durch Zahlungen des Bundes und Erhebung von Umlagen","shortTitle":"EnFG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enfg"},{"title":"Gesetz über den Bundesbedarfsplan","shortTitle":"BBPlG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbplg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013369","title":"Verbesserung Eckpunkte Kraftwerkssicherheitsgesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die EWS empfehlen zur Verbesserung der Eckpunkte:\r\n\r\n- Berücksichtigung klimafreundlicher Flexibilitätspotenziale und dezentraler Erzeugungsanlagen für Versorgungssicherheit\r\n- Zukunftsfeste Ausgestaltung der Ausschreibung von Langzeitstromspeichern\r\n- Verwendung von Steuergeldern für Zukunftstechnologien statt für Stranded Assets\r\n- Schaffung von Anreizen über systemdienliche Standorte und lokale Signale\r\n- Stärkere Berücksichtigung von Erneuerbaren und Flexibilität im Übergang – Spitzenpreishedging statt Kapazitätsmarkt","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable 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Regelung des Netzanschlusses von Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie","shortTitle":"KraftNAV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kraftnav"},{"title":"Gesetz über den Messstellenbetrieb und die Datenkommunikation in intelligenten Energienetzen","shortTitle":"MessbG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/messbg"},{"title":"Gesetz über Energiedienstleistungen und andere Energieeffizienzmaßnahmen","shortTitle":"EDL-G","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/edl-g"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016052","title":"Empfehlungen an die Koalitionsverhandler:innen der AG Klima und Energie","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Mit dem offenen Brief fordern die Öko-Energieversorger (Bürgerwerke, EWS Schönau, Green Planet Energy und Naturstrom) von den Koalitionsverhandler:innen der AG Klima und Energie, den bisherigen Kurs beim Ausbau der Erneuerbaren Energien konsequent fortzusetzen, bürokratische Hürden abzubauen und marktorientierte sowie innovationsfördernde Rahmenbedingungen zu schaffen, anstatt unter dem Vorwand eines „Neustarts“ das Ausbautempo zu drosseln oder gar zurückzufahren. Sie warnen davor, die Ausbauziele zu senken oder die Energiewende auszubremsen, da dies Investitionen, Arbeitsplätze, Klimaschutz und die wirtschaftliche Entwicklung gefährden würde, und verlangen stattdessen eine Weiterentwicklung des Marktdesigns, mehr Flexibilitätstechnologien und eine stärkere Bürgerbeteiligung","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Verordnung zur Regelung des Netzanschlusses von Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie","shortTitle":"KraftNAV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kraftnav"},{"title":"Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme","shortTitle":"AVBFernwärmeV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/avbfernw_rmev"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016053","title":"Innovationen und Geschäftsmodelle mit Wärmepumpen vorantreiben","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die unterzeichnenden Unternehmen fordern von der zukünftigen Regierungskoalition aus CDU, CSU und SPD, weiterhin verlässliche und nachhaltig finanzierte Förderprogramme für erneuerbare Wärme (wie BEG und BEW) bereitzustellen, an den aktuellen gesetzlichen Regelungen (GEG und WPG) festzuhalten und effektive Strompreis-Entlastungen umzusetzen. Sie erwarten, dass die Politik damit Planungssicherheit schafft, die Wärmewende vorantreibt und die wirtschaftliche Entwicklung sowie die Unabhängigkeit Deutschlands stärkt.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für die Wärmeplanung und zur Dekarbonisierung der Wärmenetze","shortTitle":"WPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/wpg"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme","shortTitle":"AVBFernwärmeV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/avbfernw_rmev"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil 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gewährleisten.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen","shortTitle":"StromNEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromnev"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017316","title":"Empfehlungen für die nächste Bundesregierung mit Verbesserungsvorschlägen zur gegenwärtigen Energiepolitik","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung","printingNumber":"581/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0581-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsrechts-im-bereich-der-endkundenm%C3%A4rkte-des/318080","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Die EWS empfehlen:\r\n\r\n- Verlässlichkeit für die Wärmewende schaffen\r\n- Ausbau der Erneuerbaren Energien effizient vorantreiben\r\n- Energieeffizienz als Leitprinzip verankern\r\n- Marktsignale für Flexibilität verbessern\r\n- Bürgerenergie und effiziente Netze stärken","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Verordnung zur Regelung des Netzanschlusses von Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie","shortTitle":"KraftNAV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kraftnav"},{"title":"Gesetz über einen nationalen Zertifikatehandel für Brennstoffemissionen","shortTitle":"BEHG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/behg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020114","title":"Empfehlungen an die Bundesnetzagentur zur zukünftigen Ausgestaltung der Netzentgelte (Stellungnahme im Rahmen des Agnes-Prozesses)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":" Der Ausbau der Erneuerbaren schreitet voran und ist gleichermaßen Garant für weniger CO2-Ausstoß wie für geringe Energiepreise im Großhandel.\r\nGleichzeitig müssen im Zuge dieser Modernisierung Versorgungssicherheit, Kosteneffizienz und Wirtschaftlichkeit im Blick behalten werden.\r\nPolitische Rahmenbedingungen und Marktmechanismen sollten so gestaltet werden, dass sie Innovationen fördern, Akzeptanz stärken und die Transformation in allen Sektoren vorantreiben – ohne dabei neue Fehlanreize zu setzen. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen","shortTitle":"StromNEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromnev"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_NUCLEAR","de":"Atomenergie","en":"Nuclear power"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020115","title":"Empfehlungen an die Bundes- und Landesregierung zur Nutzung des Sondervermögens Infrastruktur sowie der Reallabor-Strategie des Bundes","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Errichtung eines Sondervermögens Infrastruktur und Klimaneutralität (SVIKG)","printingNumber":"21/779","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/007/2100779.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-errichtung-eines-sonderverm%C3%B6gens-infrastruktur-und-klimaneutralit%C3%A4t-svikg/323369","leadingMinistries":[]}],"draftBillPresent":false,"description":"Gemeinsam mit anderen Akteuren empfehlen die EWS:\r\n\r\nWirkungsorientierung für Klima- und Umweltschutz als Steuerungsprinzip\r\nUnbürokratisch und flächendeckend: der thematische Budget-Ansatz\r\nPrivates Kapital hebeln: Gewährung von Risikoübernahmen und differenzierte Anrechnung kommunaler Schulden\r\nLernen für Finanzierungsinnovationen: Reallaboransatz\r\nPflicht- und Gemeinschaftsaufgabe Klimaschutz und Klimawandelanpassung","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020116","title":"Empfehlungen an das Bundeswirtschaftsministeriums zur zukünftigen Ausgestaltung des Energiewirtschaftsrechts, mit Fokus auf Energy Sharing","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften","printingNumber":"21/1497","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/014/2101497.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsrechts-zur-st%C3%A4rkung-des-verbraucherschutzes-im/324884","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich, zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften sowie zur rechtsförmlichen Bereinigung des Energiewirtschaftsrechts","publicationDate":"2025-07-11","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/2025/20250711-entwurf-aenderung-energiewirtschaftsrecht-staerkung-verbraucherschutz-energiebereich.pdf?__blob=publicationFile&v=6","draftBillProjectUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/20250711-referentenentwuerfe-des-bmwe-aenderung-energiewirtschaftsrecht-staerkung-verbraucherschutz-energiebereich.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Die EWS empfehlen zur Verbesserung des Referentenentwurfs:\r\n\r\nEinführung der Absicherungspflicht ausnahmslos für alle Energielieferanten.\r\nVorgezogenen Start der gemeinsamen Internetplattform durch die Netzbetreiber bei gleichzeitiger Vereinfachung im Geiste des § 14e EnWG.\r\nEnergy Sharing energiewirtschaftlich sinnvoll und netzdienlich ausgestalten.\r\nMöglichkeit für Stromlieferanten erhalten, sich außerordentlich von einem Vertrag zu lösen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz über den Messstellenbetrieb und die Datenkommunikation in intelligenten Energienetzen","shortTitle":"MessbG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/messbg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020117","title":"Empfehlungen für die nächste Bundesregierung mit Verbesserungsvorschlägen zur gegenwärtigen Energiepolitik","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften","printingNumber":"21/1497","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/014/2101497.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsrechts-zur-st%C3%A4rkung-des-verbraucherschutzes-im/324884","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich, zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften sowie zur rechtsförmlichen Bereinigung des Energiewirtschaftsrechts","publicationDate":"2025-07-11","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/2025/20250711-entwurf-aenderung-energiewirtschaftsrecht-staerkung-verbraucherschutz-energiebereich.pdf?__blob=publicationFile&v=6","draftBillProjectUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/20250711-referentenentwuerfe-des-bmwe-aenderung-energiewirtschaftsrecht-staerkung-verbraucherschutz-energiebereich.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":" Der Ausbau der Erneuerbaren schreitet voran und ist gleichermaßen Garant für weniger CO2-Ausstoß wie für geringe Energiepreise im Großhandel.\r\nGleichzeitig müssen im Zuge dieser Modernisierung Versorgungssicherheit, Kosteneffizienz und Wirtschaftlichkeit im Blick behalten werden.\r\nPolitische Rahmenbedingungen und Marktmechanismen sollten so gestaltet werden, dass sie Innovationen fördern, Akzeptanz stärken und die Transformation in allen Sektoren vorantreiben – ohne dabei neue Fehlanreize zu setzen. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NUCLEAR","de":"Atomenergie","en":"Nuclear power"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy 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B. indem die Leistungsschwelle angehoben und die Regelungen zur Personenidentität flexibler ausgestaltet werden\r\n- Das Vorziehen des Inkrafttretens der Regelungen auf den 31.03.2026\r\n- Eine schnelle Aufnahme vor Verhandlungen mit der Europäischen Kommission, damit die Pauschaloption beihilferechtlich genehmigt wird","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz zur Finanzierung der Energiewende im Stromsektor durch Zahlungen des Bundes und Erhebung von Umlagen","shortTitle":"EnFG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enfg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022295","title":"Zukünftigen Ausgestaltung des Energiewirtschaftsrechts hinsichtlich Energy Sharing","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften","printingNumber":"21/1497","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/014/2101497.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsrechts-zur-st%C3%A4rkung-des-verbraucherschutzes-im/324884","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Interessenvertretung im Zusammenhang mit der laufenden Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) mit dem Ziel, geeignete rechtliche Rahmenbedingungen für die Einführung und Skalierung von Energy-Sharing-Modellen zu schaffen. Dabei werden Aspekte einer energiewirtschaftlich sinnvollen und netzdienlichen Ausgestaltung, die Ermöglichung von Flexibilität, Marktdienlichkeit und Digitalisierung sowie die Überführung von Energy Sharing von Pilotprojekten in eine breitere Anwendung adressiert.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022296","title":"Anpassung des Aktionsplans Gebotszone, Aufteilung der einheitlichen Gebotszone","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Interessenvertretung im Zusammenhang mit der Weiterentwicklung der Strommarkt- und Netzregulierung, insbesondere im Rahmen des Aktionsplans zur Stromgebotszone. Thematisiert wird die Frage, inwieweit bestehende Maßnahmen zur Reduzierung von Netzengpässen ausreichen und ob eine stärkere Berücksichtigung lokaler Marktpreissignale erforderlich ist. In diesem Zusammenhang wird die Anpassung der derzeit einheitlichen Stromgebotszone hin zu kleineren Gebotszonen als möglicher Ansatz zur Senkung von Systemkosten und zur Erhöhung der volkswirtschaftlichen Gesamteffizienz erörtert.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ECONOMY_COMPETITION_LAW","de":"Wettbewerbsrecht","en":"Competition law"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022297","title":"BEHG und ETS sozial und zielführend ausgestalten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Interessenvertretung im Zusammenhang mit der Einführung und Ausgestaltung des EU-Emissionshandels für Gebäude und Verkehr (ETS-2) sowie der Weiterentwicklung des nationalen Brennstoffemissionshandels. Thematisiert werden Fragen der zeitlichen und inhaltlichen Umsetzung des ETS-2 ab 2027, der Ausgestaltung verlässlicher Preissignale, einschließlich eines nationalen Mindestpreises, sowie begleitende Maßnahmen zum sozialen Ausgleich. Darüber hinaus werden flankierende Instrumente aus Förderung, Anreizsetzung und Ordnungsrecht sowie die Ausgestaltung eines Klima-Sozialplans und die Nutzung des EU-Klimasozialfonds adressiert, um den Übergang für private Haushalte sozial ausgewogen zu gestalten.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über einen nationalen Zertifikatehandel für Brennstoffemissionen","shortTitle":"BEHG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/behg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_SS_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Soziale Sicherung\"","en":"Other in the field of \"Social security\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022298","title":"Empfehlungen für die nächste Landesregierung Baden-Württembergs mit Verbesserungsvorschlägen zur aktuellen Energiepolitik","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Handlungsempfehlungen zielen darauf ab, den Transformationsprozess der Energiepolitik in Baden-Württemberg fortzusetzen und die Energiewende nachhaltig zu gestalten. Im Fokus steht, das Land als Vorreiter in der Energie- und Klimapolitik zu positionieren und das Klimaziel der Netto-Treibhausgasneutralität bis 2040 zu erreichen. Dies erfordert Maßnahmen zur Stärkung der Energieversorgung, der Infrastruktur und zur Förderung der Bürger- und Unternehmensbeteiligung. Vorgeschlagen werden:\r\n\r\nVorsprung bei der Energie- und Wärmewende\r\nKontinuität beim Ausbau erneuerbarer Energien\r\nVerbesserung der Energieinfrastruktur-Finanzierung\r\nVerlässlichkeit in der Wärmeversorgung\r\nWeniger Bürokratie für Bürgerenergie","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz zur Festlegung von Flächenbedarfen und zur Genehmigungserleichterung für Windenergieanlagen an Land und für Anlagen zur Speicherung vom Strom oder Wärme aus erneuerbaren Energien in bestimmten Gebieten","shortTitle":"WindBG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windbg"},{"title":"Gesetz zur Einsparung von Energie und zur Nutzung erneuerbarer Energien zur Wärme- und Kälteerzeugung in Gebäuden","shortTitle":"GEG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/geg"},{"title":"Gesetz für die Wärmeplanung und zur Dekarbonisierung der Wärmenetze","shortTitle":"WPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/wpg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022299","title":"Zukunftsfähige, markt- und systemgerechte Netzentgelte mit integrierter Finanzierungsfunktion","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die EWS empfehlen Anpassungen am BNetzA-Festlegungsverfahren AgNes (GBK 25 01 1#3). Netzentgelte für Prosumer:innen sollen kostenreflexiv ausgestaltet werden; pauschal erhöhte Grundpreise gefährden Investitionen in Photovoltaik. Erforderlich ist eine freiwillige Wechseloption auf kapazitätsbasierte Netzentgelte mit klarer Lenkungswirkung. Dynamische Netzentgelte sollten nur bei tatsächlichen Netzengpässen Anwendung finden; netzentlastendes Verhalten ist zu honorieren. Baukostenzuschüsse sind netzkostenbezogen, differenziert und wirtschaftlich tragfähig auszugestalten. Für bestehende Anlagen ist ein Bestandsschutz sicherzustellen, um Investitionssicherheit und Vertrauen zu wahren.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen","shortTitle":"StromNEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromnev"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022300","title":"Empfehlungen zur Verbesserung der EEG-Novelle für einen besseren Ausbau Erneuerbarer Energien","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das EEG sollte vor dem Hintergrund aktueller Herausforderungen der Energiewirtschaft zielgerichtet weiterentwickelt werden. Zentrale Ansatzpunkte sind stärkere Anreize für Flexibilitäten, Speicher und neue Geschäftsmodelle sowie eine an EU-Vorgaben angepasste Fördersystematik. Ziel bleibt eine bürgernahe Energieversorgung auf Basis von 100 % erneuerbaren Energien. Regulatorische Schwerpunkte sind u. a. die planungssichere Ausgestaltung von CfD, die Absicherung förderfreier EE-Vermarktung über PPA, standardisierte Netzanschlüsse, begrenzte Pachthöhen für Windflächen, der Erhalt der Südquote, eine verbesserte Wirtschaftlichkeit von PV-Freiflächenanlagen und eine effizientere Direktvermarktung für Kleinanlagen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":18,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0004462","regulatoryProjectTitle":"Verbesserung Solarpaket hinsichtlich bürgernahe Energiewende","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/79/bc/306148/Stellungnahme-Gutachten-SG2406210062.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"EWS-Stellungnahme zum Regie-rungsentwurf eines Gesetzes zur Ände-rung des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes und weiterer energiewirt-schaftlicher Vorschriften zur Steigerung des Ausbaus photovoltaischer Energie-erzeugung (Solarpaket I)\r\n\r\n \r\nÜberblick\r\nDie EWS stehen für eine ökologische, dezentrale und bürgereigene Energieversorgung. Nur durch den massiven Ausbau der Photovoltaik (PV) können ambitionierte Energie- und Klimaschutzziele erreicht werden. Die EWS begrüßen daher ausdrücklich den von der Bundesregierung vorgestellten Regierungsentwurf. Mit der Aufnahme einer Duldungspflicht für die Verlegung von Leitungen etc. sowie zur Überfahrt wird ein wichtiges und konfliktbehaftetes Thema im Sinne der Erneuerbaren Energien und der notwendigen Ausbaugeschwindigkeit adressiert. Auch für die Dach- und Bal-konanlagen sind wichtige Änderungen vorgesehen. Mit der vorliegenden Stellungnahme möchten wir die aus unserer Sicht wichtigsten Punkte zur weiteren Verbesserung des Gesetzesentwurfs beitragen.\r\nNotwendige Klarstellungen bei der Gemeinschaftlichen Gebäude-versorgung\r\nGenerell wird das neue Modell der Gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung als positiv bewertet. Kritisch zu hinterfragen ist, ob es wirklich zu den im Entwurf prognostizieren 80.000 Anwendefäl-len kommt. Es braucht hierfür noch einige Klarstellungen und Konkretisierungen im weiteren Ge-setzgebungsprozess. Dazu zählen, zum Beispiel Klarstellungen zum Datenmanagement (Wer ist dafür zuständig? Ist der betroffene Messstellenbetreiber verpflichtet, dem Betreiber der Gebäu-destromanlage und dem Reststrom-Lieferanten Daten für die Abwicklung relevante Messdaten zu übermitteln?) und zu den Überschussmengen (Werden diese vergütet und in welcher Art und Wei-se?). \r\nPV-Mieterstrom weiter verbessern\r\nDie bisherigen Verbesserungsvorschläge zur Stärkung von PV-Mieterstrom gehen eindeutig in die richtige Richtung. Die über das GNDEW ins EnWG eingebrachte Möglichkeit des virtuellen Sum-menzählers sowie weitere Vorschläge aus dem Gesetzentwurf wie Anlagenzusammenfassung und Möglichkeit der Miteinbeziehung von gewerblichen Betrieben sind eindeutig positiv. Zusätzlich wünschen wir uns die Entschlackung von § 42a EnWG, insbesondere der Festlegungen der Kopp-lung von Mieterstromtarifen an Grundversorgungstarife. Der bürokratische Aufwand für PV-Mieterstromprojekte wird durch die derzeitige Festlegung, dass der PV-Mieterstrompreis 90% des im jeweiligen Netzgebiet geltenden Grundversorgungstarifs nicht überschreiten darf, erhöht – ins-besondere mit Blick darauf, dass der Nachweis über die Einhaltung regelmäßig erbracht werden muss. Aufgrund der vergangenen und in absehbarer Zeit sehr volatilen Marktlage besteht ständig die Gefahr, unverschuldet die Grenze zu überschreiten. Wir erachten diesen Schritt auch für Mie-terstromkunden als unproblematisch. Mieterstromanbieter haben per se eine intrinsische Motivati-on neben einem qualitativ hochwertigen auch ein preisgünstiges Ökostromprodukt anzubieten. Andernfalls droht ihnen, die notwendige Beteiligungsquote nicht zu erreichen. Darüber hinaus wünsche wir uns zum weiteren Abbau bürokratischer Hürden die Stromsteuerbefreiung im Liefer-kettenmodell.\r\nKeine Anlagenzusammenfassung zulasten der Bürgerenergie \r\nDie aktuelle Regelung zur Anlagenzusammenfassung übersieht eine wichtige Konstellation: Um einen Missbrauch der neuen Ausschreibungsregelungen zu verhindern (mehrere Bürgerenergieso-larparks nebeneinander errichten), wurde die Anlagenzusammenfassung im § 24 Absatz 2 EEG 2023 geändert. Bürgerenergie-Solarparks werden mit allen anderen Solarparks verklammert, die im Abstand von 2 Kilometern Luftlinie und innerhalb von 24 aufeinanderfolgenden Kalendermonaten errichtet werden, also auch PPA- oder Ausschreibungs-Solarparks, Anlagenerweiterungen oder aktivem PV-Repowering. Dadurch werden sich Projekte gegenseitig blockieren. Unklare Erlösaus-sichten durch eine drohende Anlagenzusammenfassung können dazu führen, dass Akteure (ins-besondere Bürgerenergiegesellschaften) sich gegen eine Realisierung der Anlage entscheiden. Zudem könnten Standortkommunen, die bevorzugt die Realisierung von Bürgerenergiesolarparks anstreben, andere in der Regel größere Solarparkvorhaben bereits in der Bauleitplanung nachran-gig behandeln und die Aufstellung von Bebauungsplänen ablehnen oder verzögern.\r\nDaher schlagen wir konkret folgende Ergänzung in § 24 Abs. 2 EEG 2023 vor: \r\nAbweichend von Nummer 2 werden Solaranlagen, die keinen Anspruch auf Zahlungen nach § 19 Absatz 1 haben, nicht mit anderen Anlagen zusammengefasst. Abweichend von Nummer 2 werden Anlagen, die von einer Bürgerenergiegesellschaft nach § 22b er-richtet werden, nicht mit anderen Anlagen derselben Technologie zusammengefasst, es sei denn, diese werden ebenfalls von einer Bürgerenergiegesellschaft nach § 22b errichtet.\r\nBundesweiten Solarstandard einführen\r\nImmer mehr Bundesländer setzen eigene Standards bei der verpflichtenden Ausstattung von Ge-bäuden mit PV-Anlagen, was wir sehr begrüßen. Um solches Verhalten von allen Bundesländern anzureizen sowie einen regulatorischen Flickenteppich zu verhindern, sollte ein bundesweit einheit-licher Solarstandard eingeführt werden. Die Ampel-Koalition hat sich in ihrem Koalitionsvertrag bereits des Themas angenommen und die Einführung einer PV-Pflicht für gewerbliche Neubauten angekündigt. Diese Ankündigung sollte nun zügig im Baugesetzbuch umgesetzt werden. Des Weiteren soll es bei privaten Neubauten „die Regel“ werden. Die EWS fordern in Anlehnung an die aktuellen Vorgaben in Baden-Württemberg den verpflichtenden Bau auch für neue Wohngebäude und bei grundlegenden Dachsanierungen. Die Pflicht kann auch durch den Einbau von Solarther-mie erfüllt werden können. Als Regelungsvorschlag schlagen wir daher eine Umsetzung im BauGB in Anlehnung an § 8a-c Klimaschutzgesetz Baden-Württemberg (KSG BW) vor.\r\nEnergy Sharing zügig umsetzen\r\nWir begrüßen die Ankündigung des BMWK, nach der Sommerpause einen Stakeholder-Prozess zur Einführung von Energy-Sharing zu ermöglichen. Die EWS haben in den vergangenen Jahren im Rahmen des Schönauer Modellprojektes einer lokalen Stromgemeinschaft wertvolle Erfahrun-gen mit Blick auf die praktischen Herausforderungen in der Umsetzung gesammelt und bieten vor diesem Hintergrund gerne unsere Mitarbeit an. \r\nEnergy Sharing ermöglicht bei richtiger Ausgestaltung, dass Bürger*innen nicht nur Erneuerbare-Energien-Anlagen gemeinsam betreiben, sondern den Strom ihrer Anlagen auch gemeinsam ver-günstigt nutzen können. Dadurch wird die Entlastung von Haushalten und Bürger*innen verknüpft mit der unmittelbaren Teilhabe an der Energiewende, wodurch nachweislich die Akzeptanz und die Identifikation mit der Energiewende gestärkt wird. Energy Sharing kann zudem das Interesse am Bau von Erneuerbare-Energien-Anlagen vor Ort steigern und damit private wie öffentliche Investiti-onen mobilisieren. Zusätzlich können durch Energy Sharing Anreize geschaffen werden, den Stromverbrauch an der Einspeisung der gemeinschaftlichen EE-Anlagen auszurichten, wodurch marktlich, volkswirtschaftlich wie auch netztechnisch positive Effekte erzeugt werden können.\r\nDer Gesetzgeber sollte nun zügig Energy Sharing umsetzen, idealerweise schon im Zuge dieses Gesetzes. Wir schlagen dabei als Vorlage den Vorschlag eines Bündnisses aus Akteuren der Bür-gerenergie und Erneuerbaren-Branche zur Umsetzung vor.\r\nAuskömmliche Höchstwerte sicherstellen  \r\nDie weiterhin hohe Inflation sowie explodierende Kapitalkosten durch die Zinswende führen auch bei PV-Projekten zu deutlichen Preissteigerungen. So stieg der EZB-Leitzins seit Mitte 2022 von 0 auf 4,5 Prozent. Gerade kleinere Akteure (KMU, Stadtwerke, Genossenschaften) haben mit Blick auf gestiegene Zinsen immer mehr mit der Akquisition von Fremdkapital zur Realisierung neuer EE-Projekte zu kämpfen. Das aktuelle Ausschreibungsdesign bildet diese Preisentwicklungen leider nur unzureichend ab.\r\nDie Bundesnetzagentur hat zwar begrüßenswerterweise von der Ende 2022 geschaffenen Mög-lichkeit der Anpassung der in EEG-Auktionen zulässigen Gebotshöchstwerte um max. 25 Prozent nach drei aufeinanderfolgend unterzeichneten Ausschreibungen Gebrauch gemacht und den Ge-botshöchstwert für das Jahr 2023 auf 7,375ct/kWh angehoben. \r\nEine zusätzliche Unsicherheit besteht in der zeitlichen Begrenzung der BNetzA-Festlegungen auf 12 Monaten, nachdem die Höchstwerte wieder auf das gesetzlich festgelegte Niveau fallen, falls die BNetzA nicht rechtzeitig eine erneute Festlegung trifft. Projektierer, die aktuell Projekte für eine Ausschreibungsteilnahme im nächsten Jahr planen, haben dadurch keine Rechtssicherheit über die Höhe des Höchstwerts im kommenden Jahr. Daher sollte der Gesetzgeber erneut intervenieren und festlegen, dass die Gebotshöchstwerte für das Jahr 2024 auf dem Niveau der derzeitigen Werte beibehalten werden. In diesem Zusammenhang sollte ebenfalls zeitnah entschieden werden, ob die über die letztjährige EnSiG-Novelle getroffene Regelung, dass sich PV-Projekte mit bis zu 100 MW Leistung an den Ausschreibungen 2023 beteiligen dürfen, auch für zukünftige Ausschrei-bungen gelten soll. \r\nLeider kommen aufgrund der aktuellen Regelungen Bürgerenergie-Projekte, die 2023 realisiert werden, nicht in den Genuss der oben beschriebenen Anpassung der Höchstwerte. Nach § 46 Abs. 1 EEG 2023 bzw. § 48 Abs. 1a EEG 2023 werden Bürgerenergieakteure erst mit großer Ver-zögerung von der Erhöhung des Ausschreibungs-Höchstpreises profitieren können. Was als Vorteil für die Bürgerenergie gedacht war, ist nun zu einem eklatanten Nachteil geworden. Eine solche Benachteiligung kann politisch nicht gewollt sein, eine Nachjustierung sollte zeitnah erfolgen.\r\nSolarpaket II schnell vorlegen  \r\nDie vom BMWK veröffentlichte PV-Strategie spricht davon, dass neben dem vorliegenden Geset-zespaket (Solarpaket I) auch noch weitere Maßnahmen in einem weiteren Gesetzespaket (Solarpa-ket II) umgesetzt werden sollen. Wir erhoffen uns mit einem weiteren Gesetzespaket u.a. Verbes-serungen für PV-Freiflächenanlagen wie die Vereinfachung von Baugenehmigungsverfahren oder steuerrechtliche Verbesserungen, nicht zuletzt, um Sorgen der Flächeneigentümer*innen bei Ab-schluss eines Flächennutzungsvertrags entkräften zu können. Um Planungssicherheit zu schaffen, sollte das Solarpaket II daher zeitnah vorgestellt werden. \r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nAnsprechpartner\r\nPeter Ugolini-Schmidt\r\nEnergiepolitischer Sprecher\r\nEWS Elektrizitätswerke Schönau eG\r\nFon: +49 162 136 46 30\r\nE-Mail: p.ugolini-schmidt@ews-schoenau.de\r\n\r\nMichael Iovu\r\nManager Public Affairs / Energiepolitik\r\nEWS Elektrizitätswerke Schönau eG\r\nFon: +49 174 89 00 659\r\nE-Mail: michael.iovu@ews-schoenau.de\r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\n\r\nDynamische Stromtarife - Herausforderung und Chance für die Energiewirtschaft und nächster Schritt für die Energiewende.\r\n\r\n\r\nSchönau, Mai 2024\r\n\r\nDie EWS empfehlen für die Skalierung und breitenwirksame An-wendung dynamischer Stromtarife:\r\n\r\n•\tUnklarheiten beseitigen\r\n•\tPlanbarkeit stärken\r\n•\tBest Practice und Innovationen fördern\r\n\r\n\r\n\r\nÜber die EWS\r\n\r\nDie EWS Elektrizitätswerke Schönau sind nach der Reaktorkatastrophe von Tschernobyl aus der Bürgerinitiative für eine atomfreie Zukunft entstanden. Seit 1998 treten die EWS als bundesweiter Ökostromversorger auf und setzen sich für eine ökologische, dezentrale und bürgereigene Energie-versorgung ein. Inzwischen versorgt die Genossenschaft mit ihren über 13.000 Mitgliedern knapp 210.000 Haushalte und Betriebe in ganz Deutschland mit 100% Erneuerbarem Strom, Biogas und Gas. Als einziger bundesweiter Ökostromanbieter betreiben die EWS Strom-, Gas- und Nahwär-menetze in Bürgerhand und garantieren, dass die Erzeuger ihres Stroms keine Beteiligungen von Atom- oder Kohlekraftwerksbetreibern oder deren Tochterunternehmen haben.\r\n \r\nZusammenfassung\r\nFür das Erreichen der Klimaziele ist die absolute Einsparung von Energie und der dezentrale Ausbau Erneuerbarer Energien essenziell. Bei steigender Einspeisung fluktuierender Erneuerbarer Energien wird im Stromsystem zunehmend Flexibilität benötigt, um Systemsicherheit zu gewährleisten und die Sys-temkosten, und damit auch die Kosten für Verbraucher:innen, zu minimieren. Vor allem die Flexibilisie-rung der Stromnachfrage ist weiterhin eine große Baustelle der Energiewende. Dynamische Stromtarife können einen wichtigen Beitrag zur Flexibilisierung leisten und sind aus Sicht der EWS systemisch unabdingbar. Wir empfehlen daher weitere entscheidende Schritte und Klarstellungen vorzunehmen, um dynamische Stromtarife in der Breite einzuführen und zu skalieren.\r\n1.\tUnklarheiten beseitigen:\r\n•\tDas Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende (GNDEW) legt Preisobergrenzen für Endkund:innen für ein intelligentes Messsystem fest, die für Messstellenbetreiber herausfor-dernd sein können. Hier bedarf es klarer Vorgaben, um Finanzierung und Wettbewerb beim Rollout intelligenter Messsysteme zu verbessern.\r\n•\tNach § 41a Abs. 2 Satz 2 EnWG müssen Letztverbraucher über Vor- und Nachteile von dyna-mischen Stromtarifen durch Energieversorgungsunternehmen informiert werden. Hier bedarf es der Klarstellung auf welche Weise und wie umfassend informiert werden muss.\r\n•\tHinzukommt, dass die Form und der Umfang einer Abrechnung von dynamischen Stromtarifen derzeit nicht klar vorgegeben ist. Dies sollte baldmöglichst konkretisiert werden.\r\n•\tChancengleichheit zwischen grundzuständigem und wettbewerblichem Messstellenbetreiber sollte auch auf Ebene der internen Prozesse hergestellt werden. \r\n2.\tPlanbarkeit stärken:\r\n•\tDie Vorgabe für alle Stromlieferanten, ab 2025 einen dynamischen Stromtarif auch für Haus-haltskunden anzubieten, sollte beibehalten werden.\r\n•\tEs ist unklar, ob das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) nach der Ana-lyse der Preisobergrenzen, die bis Juni 2024 erstellt werden muss, die Preisobergrenzen erhöht. Dies ist eine Unsicherheit, die schnell behoben werden sollte.\r\n•\tDynamische Stromtarife mit Preisabsicherungselementen können Anwenderfreundlichkeit stär-ken.\r\n•\tFür den Umbau und die Modernisierung der Messstellen braucht es eine sinnvolle Ausgestal-tung der Vorgaben, um Ressourcenaufwand bei Messstellenbetreibern zu optimieren.\r\n3.\tBest Practice und Innovationen fördern:\r\n•\tUm Erfahrungen zu sammeln, sollte ein innovationsfördernder Möglichkeitsraum geschaffen werden. Ab 2027 / 2028 gilt es zu prüfen, welche konkretisierenden Vorgaben im EnWG not-wendig sind, um Standards zu erleichtern.\r\n•\tParallel zu ersten Schritten bei dynamischen Tarifen sollte die Netzverträglichkeit bei einer groß-flächigen Nutzung umfangreich untersucht und Lösungsansätze entwickelt werden.  \r\n•\tDynamische Stromtarife müssen durch Hemmnisabbau und weitere Anreize für Flexibilität er-gänzt werden. Hierzu bedarf es entschlossener energiepolitischer Initiativen.\r\nBedeutung für die Energiewende\r\nFür das Erreichen der Klimaziele ist der Ausbau Erneuerbarer Energien essenziell. Bei zunehmendem Ausbau fluktuierender Erneuerbarer Energien  wird im Stromsystem mehr Flexibilität benötigt, um Sys-temsicherheit zu gewährleisten und die Systemkosten, und damit auch die Kosten für Verbrau-cher:innen, zu minimieren. Flexibilität kann sowohl durch flexiblere Erzeugungstechnologien, mehr Netzausbau, Speicher und auch durch eine flexiblere Stromnachfrage gesteigert werden.\r\nDie Flexibilisierung der Stromnachfrage ist noch eine große Baustelle bei der Energiewende. Hier gab es in der Vergangenheit wenig Fortschritte bei den gesetzlichen Rahmenbedingungen und weiterhin stehen bestimmte gesetzliche Regelungen einer flexiblen Nachfrage im Weg. Für die Flexibilisierung der Stromnachfrage sind dynamische Tarife ein wichtiger Baustein und systemisch unabdingbar. Aktuelle Studien zeigen auf, dass dynamische Stromtarife haushaltsnahe Flexibilitäten in erheblichem Umfang aktivieren können. Laut einer Studie von Agora Energiewende können durch dynamische Stromtarife (als Kombination aus einem dynamischen Strompreis und dynamischen Netzentgelt) im Jahr 2035 über 100 Terawattstunden Last bedarfsgerecht verschoben und dadurch 4,8 Milliarden Euro im Stromsystem eingespart werden. Dies entspricht mehr als zehn Prozent des jährlichen Gesamtstromverbrauchs in Deutschland. Zusätzlich kann durch die Aktivierung der Flexibilitäten sowohl der Ausbaubedarf der Stromnetze als auch die Stromkosten von Verbraucher:innen reduziert werden. \r\nDynamische Stromtarife erfreuen sich einem wachsenden Interesse. Laut einer Umfrage der Agentur für Erneuerbare Energien aus 2023 können sich bereits 42% der Befragten vorstellen, ihren privaten Stromverbrauch zeitlich anzupassen und variable Stromtarife zu nutzen.  Wir gehen davon aus, dass der Anteil weiter steigen wird, sobald vielfältige Angebote in der Breite vorliegen und es mehr Erfahrung mit diesen Tarifen in der Bevölkerung gibt.\r\nAuch aus diesem Grund ist es sinnvoll, dass der Gesetzgeber alle Stromlieferanten nach § 41a EnWG verpflichtet, spätestens ab 01.01.2025 einen dynamischen Stromtarif anzubieten.\r\nDefinition Dynamische Tarife\r\nStromtarife setzen sich derzeit in der Regel aus einem monatlichen Grundpreis und einem Arbeits-preis pro verbrauchte Kilowattstunde zusammen. Der Strompreis wiederum setzt sich aus verschiede-nen Komponenten zusammen. Neben den Kosten für die Beschaffung und den Vertrieb enthält er auch Netzentgelte, Steuern, Abgaben und Umlagen.\r\nBei dynamischen Tarifen nach § 3 Nr. 31d EnWG bzw. §41a EnWG handelt es sich um Stromlieferver-träge, welche Preisschwankungen auf den Spotmärkten in Intervallen widerspiegeln, die mindestens den Abrechnungsintervallen des jeweiligen Marktes entsprechen. Bei dynamischen Tarifen variiert die Komponente für Beschaffung und Vertrieb abhängig von den Preisen am Spotmarkt. \r\nDiese Definition im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) lässt gewisse Spielräume bei der Umsetzung zu, weshalb wir die aktuelle Definition begrüßen. Die Branche sollte nicht durch kurzfristige Änderungen verunsichert werden. Diese Spielräume sind sinnvoll und sollten zunächst beibehalten werden, denn die Vorgabe für alle Stromlieferanten ab 2025 einen dynamischen Stromtarif auch für Haushaltskunden anzubieten, geht mit einigen Herausforderungen einher.\r\nVor allem hinsichtlich der Entwicklung neuer Prozesse, dem Zusammenspiel von Softwaresystemen auch zwischen den verschiedenen Marktrollen (z.B. Messstellenbetreiber, Netzbetreiber, Lieferant, Bi-lanzkreisverantwortlicher), Datenaufbereitung und -auswertung und dem Einsatz neuer Technologien besteht ein großer Umsetzungsaufwand, der nicht unterschätzt werden sollte. Hierzu arbeiten Energie-versorger bspw. an dem Aufbau von umfangreichen Kundenportalen u.a. auch, um komplexe Lösun-gen für Abrechnungskonstellationen übersichtlich darstellen zu können. Bei der Entwicklung eines dy-namischen Stromtarifs stellen sich u.a. Herausforderungen für die Energiebeschaffung, die z.B. aus der Prognosequalität, Ausgleichsenergierisiken und dem Anspruch an die Stromqualität resultieren. Vor allem das Zusammenspiel zwischen einer Vielzahl an Netzbetreibern und Lieferanten mit unterschiedli-chen Datenaustauschformaten aber auch unterschiedlichen Fortschritten in der Etablierung von Work-flows und Automatisierung stellt eine große Herausforderung dar. Der Gesetzgeber sollte daher ein lernendes System ermöglichen und anreizen. Durch einen entsprechenden Möglichkeitsraum können Erfahrungen gesammelt und Innovationen bzw. Best Practice generiert werden. Es ist aus unserer Sicht sinnvoll, die Entwicklung als ein Prozess \"des lernenden EVUs\" zu verstehen. Die Kundengruppe, die einen dynamischen Tarif nachfragt ist derzeit noch klein, was Raum für Entwicklungsschritte lässt. Ca. 35% der Verbrauchenden sprechen sich laut einer aktuellen Umfrage gegen die zeitliche Anpassung des privaten Stromverbrauchs und Nutzung eines dynamischen Tarifs aus.  Das bedeutet auch, dass es nicht sinnvoll oder notwendig ist, jetzt bereits eine \"finale Lösung\" vorzugeben, da in Deutschland bislang noch wenig praktische Erfahrungen mit solchen Tarifen vorliegen. Pilotprojekte wurden bislang insbesondere bei Industrieunternehmen und Gewerbe umgesetzt, mit Haushaltskunden nur in sehr geringem Maße. \r\nDa es sich bei dynamischen Tarifen um ein neues und komplexes Tarifkonzept handelt, ist eine ausge-prägte Kommunikation mit dem Kunden unerlässlich. Hier gilt es Vor- und Nachteile zu erläutern und klare Transparenzstandards zu entwickeln, vorzugeben und einzuhalten.\r\n\r\nUnklarheiten beseitigen \r\nBislang werden dynamische Tarife nur vereinzelt angeboten und nachgefragt. Dies ist auch auf den schleppenden Rollout intelligenter Messsysteme bzw. Smart Meter zurückzuführen. Am häufigsten werden derzeit Festpreis-Tarife genutzt. Zudem werden zeitvariable Hochtarif (HT) / Niedertarif (NT)-Tarife angeboten, die hauptsächlich beim Betrieb von Nachtspeicherheizungen und Wärmepumpen genutzt werden. Mit dem Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende (GNDEW), das am 27. Mai 2023 in Kraft trat, soll der Rollout intelligenter Messsysteme beschleunigt werden. Hierbei wurde festge-legt, dass alle Stromlieferanten den Verbraucher/innen, die über ein intelligentes Messsystem verfügen, ab dem Jahr 2025 einen dynamischen Stromtarif anbieten müssen.\r\nDas GNDEW senkt die Preisobergrenzen (POG) für Endverbraucher:innen. Seit Januar 2024 sind die Kosten für einen Smart Meter für die meisten Verbraucher:innen auf 20 Euro pro Jahr gedeckelt. Die Differenz zu den Gesamtkosten des Einbaus und Betriebs können die Verteilnetzbetreiber (VNB) bzw. Messstellenbetreiber  über die Netzentgelte wälzen.\r\nStatt der Kostenwälzung über Netzentgelte wäre es aus systemischer Sicht sinnvoller, wenn alle Mess-stellenbetreiber über einen befristeten Zeitraum einen sukzessive abschmelzenden Betriebskostenzu-schuss (zum Beispiel 100 Euro) für den Einbau eines intelligenten Messsystems erhalten würden. Die Abwicklung des Betriebskostenzuschusses könnte, unter anderem, mithilfe des Marktstammdatenre-gisters bei der Bundesnetzagentur (BNetzA) erfolgen. Die BNetzA könnte hierdurch überprüfen, wie viele intelligente Messsysteme (iMS) im Stammdatenregister gelistet sind bzw. im Netz des jeweiligen Ver-teilnetzbetreibers installiert wurden. Dies würde unseres Erachtens dazu beitragen, den Gesamtprozess effizienter zu gestalten und die Netzentgelte zu entlasten.\r\nDer aktuelle gesetzliche Rahmen führt insbesondere bei Messstellenbetreibern zu Herausforderungen. So können die Kosten der Smart Meter zwar zwischen Anschlussnutzer:innen und Verteilnetzbetreiber / Messstellenbetreiber aufgeteilt und gewälzt werden, bleiben aber in Summe unverändert. Inflationsbe-dingt steigende Preise in der Gerätebeschaffung und im Personal bleiben dabei unberücksichtigt. Hier braucht es weitere Klarstellungen bei den Vorgaben und erleichterte Finanzierungsmöglichkeiten.\r\nEs sind gesetzliche Rahmenbedingungen und Anreize nötig, um die Finanzierung und Wettbewerb zwischen den verschiedenen Marktrollen zu stärken. Zum Beispiel gelten für den wettbewerblichen Messstellenbetreiber die Preisobergrenzen nicht. Fraglich ist jedoch, wie die Kosten des Einbaus intelli-genter Messysteme im Wettbewerb mit den grundzuständigen Messstellenbetreibern, die einer Preis-obergrenze unterliegen, finanziert werden können. Wettbewerb ist ein Katalysator für Innovation und führt zu verbesserten Dienstleistungen, Produkten und Kosteneinsparungen. Für einen fairen Wettbe-werb zwischen den grundzuständigen und wettbewerblichen Messstellenbetreibern ist es unerlässlich, ein Level-Playing-Field zu schaffen.  Hierbei ist auch entscheidend, dass die Chancengleichheit auf Ebene der internen Prozesse hergestellt wird. In der Praxis kann aktuell ein Großteil der Verteilnetzbe-treiber, den wettbewerblichen Messstellenbetreiber nicht in ihren Marktkommunikationssystemen abbil-den. Das führt dazu, dass die Anmeldung von Smart Metern teilweise erst nach einem erheblichen manuellen Aufwand möglich oder dass der Einbau gar nicht umgesetzt werden kann. Diese Grundvo-raussetzung sollte bei allen Verteilnetzbetreibern umgehend durchgesetzt werden, um die Inbetrieb-nahme von intelligenten Messsystemen (von Pflicht- und optionalen Einbaufällen) schnell umsetzen zu können.\r\nEndkund:innen, die nicht zu den Pflichteinbaufällen gehören, können einen Smart Meter anfragen. Ab 2025 gilt die gesetzliche Vorgabe, dass der Einbau dann innerhalb von vier Monaten zu erfolgen hat. Vor dem Hintergrund, dass ein Lieferantenwechsel ab dem 01.01.2026 binnen 24 Stunden zu erfolgen hat und mit Blick auf die Anwenderfreundlichkeit sollte die 4-Monatsfrist deutlich verkürzt werden. \r\nVermeintlich dynamische Tarife, die weiter nach Standardlastprofil abrechnen, bieten aus unserer Sicht keine ausreichenden Anreize zur Flexibilisierung der Energiebeschaffung und können sogar die Kosten für die Allgemeinheit erhöhen. Wir halten es für sinnvoll eine Bilanzierung nach Zählerstandsgangmes-sung vorzugeben, sobald Smart Meter bei Kundinnen und Kunden vorhanden sind, um Verrechnungen innerhalb des Bilanzkreises des Lieferanten zu ermöglichen und Bilanzkreisabweichungen nicht auf den Differenzbilanzkreis des Netzbetreibers umzulegen.\r\nNach § 41a Abs. 2 Satz 2 EnWG müssen Letztverbraucher über Vor- und Nachteile von dynamischen Tarifen durch Energieversorgungsunternehmen (EVU) informiert werden. Der Gesetzgeber sollte in die-sem Zusammenhang klarstellen, wie umfassend und in welcher Form Letztverbraucher informiert werden müssen.\r\nFür die Abrechnung von dynamischen Stromtarifen gilt ähnliches. Es bedarf einer Klarstellung, wie die Abrechnung rechtssicher dargestellt werden kann. Derzeitige Abrechnungssysteme sind für komplexe Abrechnungen dynamischer Stromtarife mit direkter Kopplung an Spotmarktpreise oft nicht ausgelegt. Es stellt sich bspw. die Frage, ob eine Darstellung der Viertelstundenpreise und der viertelstündlichen Verbräuche erforderlich ist. Für eine entsprechende Darstellung sind Kundenportale sinnvoll, die jedoch nicht bei jedem EVU in Betrieb sind und mit zusätzlichem Entwicklungsaufwand einhergehen.\r\n\r\nPlanbarkeit stärken\r\nWir nehmen in politischen Fachdebatten vereinzelt Stimmen wahr, die unter anderem auf die Herausfor-derungen bei der Einführung von dynamischen Tarifen vor allem für kleine EVU verweisen. Vor diesem Hintergrund ist zu befürchten, dass die verpflichtende Umsetzung nach §41a EnWG bis spätestens 2025 für kleine EVU ggf. noch aufgeweicht wird. Auch die EWS sehen Umsetzungsherausforderungen bei dynamischen Tarifen, jedoch sind dynamische Tarife aus unserer Sicht unerlässlich für die System-flexibilisierung. Darüber hinaus sind viele Unternehmen bereits intensiv mit der Planung zur Einführung und der Umsetzung der gesetzlichen Vorgaben beschäftigt. Diese zeitlichen und finanziellen Investitio-nen sollten nicht entwertet und die Branche nicht unnötig verunsichert werden. Die EWS fordern dem-entsprechend die Beibehaltung der verpflichtenden Einführung eines dynamischen Stromtarifs für alle Stromlieferanten.\r\nNeben der Absenkung der Preisobergrenzen enthält das GNDEW eine Neufassung der §§ 33, 48 MsbG. Demnach muss das Bundeministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) bis spätestens zum 30. Juni 2024 eine Analyse zur Höhe der Ausgestaltung der Preisobergrenzen vorlegen. Hierbei sollen alle langfristigen, gesamtwirtschaftlichen und individuellen Kosten und Vorteile, einschließlich des Systemnutzens, sowie einer hierauf aufbauenden Bewertung zur Ausweitung des verpflichtenden Ein-baus intelligenter Messsysteme auf weitere Einbaufallgruppen berücksichtigt werden. Aufbauend auf dieser Analyse kann das BMWK die Preisobergrenzen anpassen. Es ist unklar, ob oder wie stark das BMWK die Preisobergrenze nach dieser Analyse anpassen bzw. erhöhen wird. Dies stellt eine weitere Unsicherheit sowohl für Netzbetreiber / Messstellenbetreiber als auch für Unternehmen und Verbrau-cher:innen dar, der möglichst frühzeitig begegnet werden sollte, um Planungssicherheit zu schaffen.\r\nEine aktuelle Umfrage der Agentur für Erneuerbare Energien zeigt, dass sich derzeit 35% der Befragten nicht vorstellen können, ihren Stromverbrauch zeitlich anzupassen und einen dynamischen Stromtarifen zu nutzen. Als Gründe gegen dynamische Stromtarife werden von 41% genannt, dass Ihnen das Risiko von steigenden Kosten zu groß sei.  Um dynamische Stromtarife für große Teile der Bevölkerung at-traktiv zu machen, halten wir Preisabsicherungselemente für sinnvoll. Dynamische Stromtarife können unterschiedlich konzipiert werden, bspw. können Spotmarktpreise 1:1 an Endverbraucher:innen durch-gereicht werden. Dies kann bei hohen Strompreisspitzen, bspw. im Falle einer erneuten Energiepreiskri-se, zu hohen Kosten und erodierender Akzeptanz bei Stromverbrauchenden führen. Aus diesem Grund sind Elemente der Preisabsicherung sinnvoll. Zum Beispiel, könnte in Stromverträgen ein fixer Preis pro kWh für einen bestimmten Lastgang vereinbart werden. Wenn der tatsächliche Stromverbrauch von diesem Lastgang abweicht, dann würde die Differenz zu Spotmarktpreisen abgerechnet. Hierdurch bestünden weiterhin Anreize für Flexibilisierung und Lastverschiebung. Gleichzeitig wäre für die Strom-verbrauchenden eine Preisabsicherung gegeben. Sie könnten bei Strompreisspitzen und reduziertem Verbrauch unter den vereinbarten Lastgang sogar von deutlichen Stromkostengutschriften durch Rück-zahlungen vom Spotmarkt profitieren. \r\nDer Umbau und die Ausstattung der Messstelle mit einem Smart Meter ist Grundvoraussetzung für einen dynamischen Tarif. Hierbei braucht es eine sinnvolle Ausgestaltung der Vorgaben (v.a. reduzie-ren und vereinfachen), um Ressourcenaufwand bei Messstellenbetreibern zu optimieren. Aktuell zeigt sich im Markt, dass es u.a. an einheitlichen Verfahren für den Kundenwechsel zum Beispiel bei Mieters-tromprojekten mangelt. Mit der “Mitteilung Nr. 37 zu den Datenformaten zur Abwicklung der Markt-kommunikation” der Bundesnetzagentur sollten diese Prozesse eigentlich standardisiert werden. Derzeit laufen Kundenwechsel bei Mieterstromprojekten in jedem Netzgebiet jedoch unterschiedlich ab. Dies geht bei den durchführenden Unternehmen mit sehr hohem Aufwand einher. Insbesondere beim virtuel-len Summenzähler sind die Prozessvorgaben der Verteilnetzbetreiber heterogen. Das führt zu erhebli-chen Mehraufwänden und Zeitverzögerungen. Die o.g. Konsultation wurde jedoch aufgrund von Be-denken einiger VNB auf unbestimmte Zeit ausgesetzt. Das Konsultationsverfahren sollte aus Sicht der EWS schnellstmöglich wiederaufgenommen werden, um baldmöglichst Datenaustauschformate ein-zuführen und standardisierte, massenfähige Geschäftsprozesse für Tarife und Produkte zu etablieren, die auf einem Smart Meter aufsetzen.\r\n\r\nBest Practice und Innovationen fördern\r\nNeben Vorteilen gibt es bei der Skalierung dynamischer Tarife auch Herausforderungen. Bei einer groß-flächigen Anwendung können dynamische Tarife langfristig zu einer Erhöhung der Gleichzeitigkeit des Stromverbrauchs führen, was sogar einen höheren Flexibilitätsbedarf zur Folge haben oder Netzproble-me verursachen könnte. Durch die veränderten Preise dynamischer Tarife kann es bei Verbraucher:innen zu zeitgleichen Entscheidungen ohne mögliche Mengensteuerung durch das EVU bzw. den Markt kommen. Infolge dessen wird in einigen Stunden teilweise mehr oder auch weniger Flexibilität er-bracht, als das EVU geplant bzw. prognostiziert hat. Dies könnte wiederum zu zusätzlichen Bilanzkreis-abweichungen und Regelleistungsbedarfen inklusive der damit verbundenen Mehrkosten führen. \r\nDiese Punkte deuten darauf hin, dass in Zukunft ein zunehmend komplexes Zusammenspiel im Stromsystem erfolgen wird. Die zunehmende Komplexität wurde bereits vielfältig in Studien und Unter-suchungen analysiert , die weiter fortgeführt und vertieft werden sollten. Zeitgleich besteht noch wenig praktische Erfahrungen in der Energiewirtschaft bzw. bei EVU mit dynamischen Stromtarifen und Netz-entgelten. Um das Sammeln von Erfahrungen und vielfältigen Best Practices zu ermöglichen, ist es sinnvoll, zunächst mit einem großen Lösungsraum zu beginnen und Neuentwicklungen und Innova-tionen zuzulassen (siehe bspw. die Vielfältigkeit aktueller Marktangebote mit einem dynamischen Stromtarif). Hier sollte es zum Beispiel die Möglichkeit ergänzender Kommunikationssignale von EVU in Richtung Endverbraucher:innen geben. Langfristig sind jedoch standardisierte Kommunikationswege notwendig, insbesondere zwischen Verbraucher:innen, Lieferanten und Bilanzkreisverantwortlichen. Dynamische Tarife sollten auch auf andere Märkte und Preisindizes (z.B. kontinuierlicher Intra-Day-Markt) referenzieren dürfen. Nach einer gewissen Praxisphase sollten die gesammelten Erfahrungen ausgewertet und geprüft werden, mit dem Ziel, die Vorgaben 2027 / 2028 im EnWG zu konkretisie-ren.\r\nZusätzlich müssen auch die Vorgaben der Festlegung der BNetzA zu §14a EnWG berücksichtigt werden, die die Komplexität weiter erhöhen: Netzbetreiber können bei Gefährdung der Netzsicherheit den Stromverbrauch von neuen steuerbaren Verbrauchern (bspw. Wärmepumpen oder Batteriespei-chern) der Endkunden reduzieren, die im Gegenzug pauschale Netzentgeltreduktionen erhalten. Aus Perspektive der Flexibilisierung des Gesamtsystems ist es sinnvoll, zeitvariable und perspektivisch dynamische Netzentgelte mit dynamischen Stromtarifen zu kombinieren. Dies ermöglicht es Strom-verbraucher:innen sowohl Entwicklungen auf dem Strommarkt als auch im Stromnetz zu berücksichti-gen. Gleichzeitig sollte auch für die Netzbetreiber eine Planungssicherheit erhalten bleiben hinsichtlich der Refinanzierung der Netzkosten. Ein System dynamischer Stromtarife sollten so ausgestaltet sein, dass Netzbetreiber weiterhin die Größenordnung der Mittel, die durch Netzentgelte finanziert werden, im Vorhinein abschätzen können. \r\nParallel zum Hochlauf dynamischer Tarife sollte die Netzverträglichkeit bei einer großflächigen Nutzung untersucht werden, um negative Auswirkungen auf das Verteilnetz möglichst zu vermeiden. Hierbei sollten auch unterschiedliche Ausgestaltungsmöglichkeiten von Netzentgelten einschließlich dynami-scher Signale untersucht werden. Ebenso benötigt der Netzbetreiber im Falle von Netzüberlastungen im Zuge einer stärkeren Dynamisierung entsprechende Möglichkeiten, diesem kurzfristig entgegenzuwirken (z.B. mithilfe von positiver und negativer Regelenergie).\r\nDie Verbreitung dynamischer Stromtarife sollte durch weiteren Hemmnisabbau und Entwicklung weite-rer Anreize für flexiblen Stromverbrauch ergänzt werden, um das volle Potenzial an Flexibilität für die Integration fluktuierender Erneuerbarer Energien zu nutzen. Hierzu ist bspw. die Neukonzeption der Netzentgeltsystematik notwendig, u.a. um stärkere Anreize für einen flexiblen Stromverbrauch zu set-zen. Für denkbar halten wir hier den Übergang zu einer Dynamisierung der Netzentgelte.\r\n \r\nAnsprechpartner\r\nPeter Ugolini-Schmidt\r\nEnergiepolitischer Sprecher\r\nEWS Elektrizitätswerke Schönau eG\r\nFon: +49 162 136 46 30\r\nE-Mail: p.ugolini-schmidt@ews-schoenau.de\r\n\r\nReemt Heuke\r\nSenior Manager Public Affairs / Energiepolitik\r\nEWS Elektrizitätswerke Schönau eG\r\nFon: +49 174 1951417\r\nE-Mail: reemt.heuke@ews-schoenau.de\r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nSchönau, den 20.08.2024\r\nEWS-Rückmeldung zur Novelle der AVBFernwärmeV\r\n\r\nDie EWS empfehlen zur Verbesserung des Referentenentwurfs:\r\n•\tRegulatorische Schritte zu mehr Transparenz und Wettbewerb, die die Belange kleiner und mittlerer Unternehmen (KMU) ausreichend berücksichtigen\r\n•\tSeparate Fernwärmetarife führen zu keinen Vorteilen für Fernwärmebetreiber, die bereits heute hohe Erneuerbare-Anteile in ihren Wärmenetzen haben und sollten nicht einge-führt werden\r\n•\tEine Ausweitung der sinnvollen neuen Regelung zur Grundstücksnutzung\r\n•\tAusnahmeregelungen bzw. Übergangspflichten für Kleinnetzbetreiber, z.B. bei der Pflicht zur Fernauslesung von Messeinrichtungen und zu Abrechnungs- und Ver-brauchsinformationen\r\n•\tDie Beibehaltung der Nutzung der unabhängig ermittelten und transparenten Indizes des Statistischen Bundesamtes bei Vorgaben zur Preisänderungsklausel\r\n\r\n \r\n1. Einleitung \r\nDie EWS setzen sich aktiv für die Schaffung einer umwelt- und klimafreundlichen Energiezukunft ein. Für das Gelingen der Energiewende im Wärmesektor spielt Nahwärme eine entscheidende Rolle. Die Nutzung erneuerbarer Wärmequellen vor Ort und die lokale Verteilung von ökologisch erzeugter Wärme durch Nahwärmenetze sind besonders klimafreundlich, machen ganze Gemein-den fit für die Zukunft und sorgen dabei für regionale Wertschöpfung.\r\nWir betreiben und unterstützen den Aufbau klimafreundlicher Nahwärmenetze im Südschwarz-wald. Dazu nutzen wir neben Solarthermie insbesondere heimisches Restholz aus nachhaltigen Quellen und regionalen Kreisläufen wie der Landschafts- und Waldpflege sowie Abfallholz der holz-verarbeitenden Industrie. Im Südschwarzwald profitieren inzwischen 17 Kommunen und Gemein-den von der klimafreundlichen und effizienten EWS-Nahwärme und unseren Dienstleistungen – Tendenz steigend. Dabei arbeiten wir mit Trassenlängen von bis zu 8,9 km und verantworten dabei die Betriebsführung von insgesamt rund 20 Megawatt thermischer Leistung.\r\nWir sehen Handlungsbedarf bei der Regulierung von Wärmenetzen und begrüßen daher die Novel-lierung der AVBFernwärmeV. Aufgrund der Tendenz zur Monopolisierung der Wärmeversorgung bei Wärmenetzen sind regulatorische Schritte zu mehr Transparenz und Wettbewerb wichtig. Dies ist auch im Sinne der Wärmewende, um Haushalte zum Wechsel zu einer klimafreundlichen Wärme-versorgung zu motivieren. Bei der Anpassung der Regelungen sollte jedoch darauf geachtet wer-den, dass mittelständische Wärmenetzbetreiber nicht mit zu vielen zusätzlichen Anforderungen überlastet werden, damit sie ihre Ressourcen hauptsächlich für die Wärmewende einsetzen kön-nen. Mit der vorliegenden Stellungnahme möchten wir die aus unserer Sicht wichtigsten Punkte zur weiteren Verbesserung des Verordnungsentwurfs beitragen.\r\n\r\n2. Anmerkungen im Detail\r\nZentrale Veröffentlichung von Informationen im Internet (§1a):\r\nDas Kriterium „Kleinstnetz“ nach § 1 Abs. 4 Ziffer 5 dürfte für viele ländliche Wärmenetze wegen dem Unterschreiten der Kennzahl „2 MWh je Trassenmeter“ greifen, so auch für unsere Wärme-netze. Die Informationspflichten nach den §§ 1a Abs. 1 und 3 entfallen daher für viele Kleinakteu-re (§1a Abs. 4). In (oftmals fossilen) großen urbanen Netzen sorgen die Informationspflichten daher für mehr Transparenz und Druck für die Dekarbonisierung, während kleinere Netze und Akteure (Genossenschaften, Bioenergiedörfer) mit oftmals bereits vorhandenen hohen Erneuerba-ren-Anteile nicht mit gesetzlichen Pflichten überfordert werden – insgesamt ist diese Regelung daher aus unserer Sicht positiv und sollte im weiteren Verordnungsprozess nicht angepasst wer-den.\r\nZu § 1a Abs. 1:\r\nDie „Online-Bereitstellung zusätzlicher Informationen“ (Referenzfälle, Preisblätter, neue Netzverlus-te-Kennzahl) verursacht jährlich wiederkehrenden Mehraufwand für Wärmenetzbetreiber. Dieser erscheint insgesamt jedoch überschaubar und dürfte nicht zu einer groben Überforderung führen. \r\nUnklar ist, was genau unter „Musterberechnung zu Preisänderungsklauseln“ sowie insbesondere einem „interaktiven Berechnungsinstrument, das die Preiswirkung von Veränderungen der Preis-bestandteile und Preisindizes nachvollziehbar macht“ zu verstehen ist. Hier wäre eine Spezifizie-rung hilfreich. Die Konzeptionierung, IT-Einrichtung und laufende Aktualisierung eines interaktiven Berechnungsinstruments kann für Wärmenetzbetreiber sehr aufwändig werden. Ob dieses Tool sinnvoll genutzt würde, ist sehr fraglich. \r\nAnpassung an zeitgemäße Kommunikationsformen, insbesondere durch Einführung der Textform für Vertragsabschluss oder Kündigung (§ 2 Abs. 1, § 32 Abs. 6):\r\nAus unserer Sicht würde die vorgeschlagene Textform mehr Flexibilität ermöglichen, z. B. per Online-Abschlussstrecke. Potenzial zur Reduzierung der Nutzung von Papier bzw. Chancen in Richtung „Papierloses Büro“ sehen wir im Sinne der Nachhaltigkeit als positiv.\r\nGrüne Fernwärme: Kunden können zukünftig rechtssicher grüne Fernwärme beziehen (§ 2a):\r\nDieses Modell ist unserer Einschätzung nach vor allem bei bislang fossil geprägten Fernwärme-netzen relevant, die nun die Dekarbonisierung ihrer Netze angehen (müssen). Einzelne Ver-brauchsstellen können so bereits zeitnah \"grün\" versorgt werden. Die EWS-Netze haben bereits heute sehr hohe Erneuerbare-Anteile. Separate Tarife, welche die Wärmemengen in grau und grün separieren erscheinen uns daher nicht sinnvoll und sogar kontraproduktiv, wenn sie bei Wärmenutzer*innen zur Überforderung führen. Gleiches gilt für die Ermittlung unterschiedlicher Primärenergiefaktoren.\r\nBedarfsgerechte Optionen zur Anpassung der Wärmeleistung durch den Kunden (§ 3):\r\nDie EWS begrüßen diese Regelung.\r\nGrundstücksnutzung (§ 7):\r\nAus unserer Sicht sind insbesondere die Fälle problematisch, bei denen die Verlegung von Nah-wärmeleitungen über ein Flurstück nötig ist, um weitere dahinterliegende Gebäude anzuschlie-ßen, auch wenn das Gebäude auf dem Querungsflurstück nicht selbst versorgt werden soll. Für diesen Fall sieht die Novelle leider keine Duldungspflicht vor. Dies sollte im weiteren Gesetzespro-zess noch dringend adressiert werden. \r\nMesseinrichtung (§ 18a):\r\nKleine und mittelständische Akteure werden die vorgesehene Pflicht zur Fernauslesbarkeit ab dem 31.12.2026 aufgrund mangelnder Ressourcen wohl nicht einhalten können. Es wäre hier sinnvoll, eine spätere Frist für Betreiber von Kleinstnetzen (nach § 1 Abs. 4 Ziffer 5) einzuführen, z. B. bis zum 31.12.2028. \r\nKonkretisierung der Vorgaben zur Preisänderungsklausel (§ 24 Abs. 1 und 2):\r\nDie „Verwendung von Indizes, welche die tatsächlich eingesetzten Energieträger und die Beschaf-fungsstruktur mit angemessener Genauigkeit abbilden“ halten wir für sinnvoll – sowohl für die angeschlossenen Haushalte (aufgrund reduzierter Abhängigkeit von fossilen Energieträger, insbe-sondere bei Netzen mit hohen oder rasch steigenden Erneuerbaren-Anteilen), als auch für Wär-menetzbetreiber (Vermeidung von Liquiditäts-Gaps bei der Beschaffung). \r\nDie Vereinheitlichung des Marktelements durch Festlegung auf einen definierten Index halten wir ebenfalls für sinnvoll, solange der Index die Verhältnisse auf dem Wärmemarkt angemessen ab-bildet. Unklar bleibt jedoch, welche Preisstrukturen sowie Erzeugungs- und Wärmenetzkategorien der vorgeschriebene Index „Code CC13-77“ des statistischen Bundesamtes abbildet und ob diese als sinnvoll im Sinne der Wärmewende gesehen werden können. Auch erschließt sich uns nicht, wenn der Index vorgegeben wird, warum nicht auch gleich die Gewichtung in der Preis-gleitklausel vorgenommen wird? Die bisherige Rechtsprechung lässt hier keinen genauen Schluss zu und kann zu langwierigen Rechtsstreiten führen. Eine Gewichtung von z. B. 50 Pro-zent würde die Preispolitik bei Netzen mit hohen Erneuerbaren-Anteilen ad absurdum führen, wenn der Index überwiegend fossile Fernwärme abbildet. Wir halten daher eine gemäßigte Vor-gabe für das Marktelement für angemessen, z. B. einen Bereich von 10 bis 30 Prozent. \r\nDie „Berücksichtigung tatsächlicher Kosten im Kostenelement“ halten wir für problematisch. \"Tat-sächliche Kosten\" klingen zwar erstmal gut, sind jedoch in der Praxis oftmals jedoch wenig transparent. Für echte Transparenz müssten jährliche Nachweise über Beschaffungskosten usw. erbracht und publiziert werden, was Wärmenetzbetreiber aufgrund des hohen Aufwands tenden-ziell immer vermeiden werden. Auch besteht hier die Gefahr von Missbrauch oder falsch ermittel-ten oder ausgewiesenen Beschaffungskosten. Bei Preissteigerungen besteht immer die Gefahr, dass von Verbraucherseite Vorwürfe in Richtung \"Abzocke\" oder \"Preistreiberei\" aufkommen. Die Verwendung von unabhängig ermittelten Indizes des Statistischen Bundesamtes halten wir daher für die transparentere, fairere, konfliktvermeidende und pragmatischere Lösung.\r\nAnpassung von Preisänderungsklauseln (§ 24a):\r\nDas einseitige Anpassungsrecht bei Energieträgerwechsel oder Änderung der Beschaffungsstruk-tur ist aus unserer Sicht zu begrüßen.\r\nAbrechnung, Abrechnungsinformationen, Verbrauchsinformationen (§§ 25, 25a):\r\nDie „Bündelung der Regelungen“ aus der FFVAV und AVB Fernwärme halten wir im Sinne des Bürokratieabbaus für sinnvoll.\r\nDer Sinn der Regelung „Rechnung verpflichtend spätestens sechs Wochen nach Ende des ver-einbarten Abrechnungszeitraum“ erschließt sich uns nicht. Es kann Fälle geben, in denen Mietwechsel oder Eigentumswechsel erst später mitgeteilt werden. Auch können in Ausnahme-fällen Verzögerungen bei der Erstellung der Jahresabrechnungen dazu führen, dass die 6 Wochen nicht eingehalten werden können. Nicht verschuldete Verstöße der Wärmenetzbetreiber sind hier vorprogrammiert.\r\nDie gesetzliche Festlegung auf Zeitscheibenmodell unter „Zeitanteilige Abrechnung bei Änderung der Preise und der Umsatzsteuer“ (§ 25 Abs. 2) bedeutet hier klaren Mehraufwand für Fernwär-meversorger und wird abgelehnt. \r\nDie neuen Regelungen zu „Digitale Rechnung für Kunden“ (§ 25 Abs. 3), zu „Monatliche Ver-brauchsinfos für Kunden“ (§ 25 Abs. 6) und zu „Graphischer Verbrauchsvergleich“ (§ 25a Abs. 3) lässt sich für Kleinstnetz-Betreiber kaum wirtschaftlich darstellen. Hier sollte es für Kleinstnetze Ausnahmen oder zumindest Übergangsfristen geben. Sonst müssten Betreiber teure Software-Lösungen einkaufen, die letztlich die Wärmeversorgung unnötig verteuern. \r\nDas „Muster PGK in Anlage“ ist grundsätzlich zu begrüßen, deutet jedoch auf ein 50 Prozent Marktelement hin. Dies erscheint uns deutlich zu hoch und könnte durch den 10 bis 30 Prozent vorgeschlagenen Korridor konkretisiert werden (s.o.).\r\nReduzierung der Dauer der stillschweigenden Vertragsverlängerung nach Ablauf der Erstver-tragslaufzeit für Verbraucher von 5 auf 2 Jahre (§ 32 Abs. 1):\r\nDies führt zur sinkenden Planungssicherheit neuer Wärmenetze für Wärmenetzbetreiber. Jedoch werden unserer Einschätzung nach die wenigsten Verbraucher*innen wieder auf eine andere Ver-sorgung wechseln, wenn die Nahwärmeversorgung des Gebäudes einmal installiert und in Be-trieb ist. Daher wird der Effekt der sinkenden Planungssicherheit für Wärmenetzbetreiberhier wohl überschaubar bleiben. Positiv ist zu bewerten, dass kürzere Vertragslaufzeit mehr Flexibilität in der Preisgestaltung ermöglichen, wie etwa die raschere Etablierung von neuen Tarifen (z.B. ande-re Preismodelle, höhere Preise, andere Gewichtung von Grund- und Arbeitspreis), falls dies für Wärmenetzbetreiber betriebswirtschaftlich nötig sein sollte.\r\nAuch sehen wir die Entscheidung des BMWK, dass die „Laufzeit für Erstverträge (10 Jahre) ge-gen Forderungen nach Verkürzungen beibehalten wurde, um wirtschaftliche Grundlage für kon-kurrenzfähige Wärmepreise zu erhalten (§ 32 Abs. 1) für sinnvoll an. \r\n\r\n3. Ergänzende Vorschläge für die Wärmewende\r\n•\tDie Einführung eines bundesweiten Bürgschaftsprogramm zur Verbesserung der Investiti-onssicherheit privater Wärmenetzbetreiber. Insbesondere bei ländlichen Konstellation mit ge-ringen Wärmedichten könnten Bürgschaften Wärmenetze ermöglichen, die ansonsten von kleinen Akteuren nicht gestemmt werden könnten. Wir unterstützen an dieser Stelle die Emp-fehlungen des Bundesrates vom 29.09.2023, dass der Bundesgesetzgeber hier über die Ein-richtung eines bundesweiten Bürgschaftsprogrammes unterstützend aktiv werden sollte. Als gute Vorlage kann das in Schleswig-Holstein im Zuge eines Nachhaushaltsgesetzes vorge-stelltes Bürgschaftsprogramm dienen. Das Programm umfasst 2 Milliarden Euro als Absiche-rung, wobei nach Landesangaben lediglich von einem Ausfallrisiko von ein bis zwei Prozent ausgegangen wird. Wir bewerten diesen Vorschlag als sehr positiv, da er minimalinvasiv ist, für den Bund ein vergleichbar geringes Risiko beinhaltet und aufgrund der besseren Sicher-heit unmittelbar die Finanzierungskosten durch bessere Zinsbedingungen für den Um- und Aufbau klimaneutraler Wärmenetze reduzieren würde. Wir empfehlen vor diesem Hintergrund flankierend zum WPG die Einrichtung einer bundesweit analogen Regelung mit entsprechend aufgestocktem Absicherungsvolumen für Stadtwerke, Genossenschaften und Bürgerenergie-gesellschaften.\r\n•\tEs sollte über die verpflichtende Nahwärmenutzung (Anschluss- und Benutzungszwang) für Neubaugebiete (siehe auch AGFW, § 11 der Baden-Württembergischen Gemeindeordnung) nachgedacht werden, soweit Verhältnismäßigkeit gewahrt und bestimmte Anforderungen er-füllt sind (z.B. hohe Erneuerbaren-Anteile, Preiskonditionen o.ä.).\r\n•\tDuldungspflicht für die Verlegung von Nahwärmeleitungen auf Privatgrundstücken, so-weit hiervon der weitere Ausbau des Wärmenetzes maßgeblich abhängt.\r\n•\tSicherstellung der langfristigen Verfügbarkeit von Fördermitteln für Planungssicherheit (Stichworte Haushaltsverhandlungen, BEW, KTF, etc.). Für das BEW sind aktuell 3,5 Mrd. € vorgesehen, was beim gewünschten bundesweiten Hochlauf von Wärmenetzen absehbar nicht ausreichen wird – Förderzusagen sind infolgedessen ggfs. nicht verlässlich. Der be-grenzte Förderhorizont ist derzeit ein großes Hindernis für die weitere Dekarbonisierung der Wärme.\r\n•\tBei der KfW-Heizungsförderung von Wärmenetz-Hausanschlüssen (bspw. Zuschuss Nr. 458 ) sollte auf die aufschiebende- und aufhebende Bedingung verzichtet werden. Unse-rer Erfahrung nach sorgt diese Ende 2023 eingeführte Neuregelung der Förderbedingung für eine maßgebliche wirtschaftliche Verschlechterung neuer Wärmenetzprojekte. Wärmenetzbe-treiber müssen auf Grundlage der Hausanschlussverträge entscheiden, ob der Bau des Wärmenetzes ausgeschrieben werden soll. Darauf basierend werden bindende Verträge zum Bau (z.B. mit Bauunternehmen) geschlossen. Dass die abgeschlossenen Hausanschlussver-träge im Nachgang wieder aufgelöst werden können, wenn letztendlich keine Förderbewilli-gungen von der KfW-Bank ausgestellt werden, sorgen für ein großes unternehmerisches Ri-siko für Wärmenetzbetreiber, die im Zweifelsfall auf den Kosten der zum Bau beschlossenen Verträgen sitzenbleiben. Daher sollte diese Neuregelung zurückgenommen werden oder eine bessere Regelung gefunden werden, die sowohl die Interessen der Wärmekund*innen als auch der Wärmenetzbetreiber ausreichend berücksichtigt.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Für die Dekarbonisierung der Wärmeversorgung im ländlichen Raum spielt die Nahwärme eine ent-scheidende Rolle. Die Nutzung erneuerbarer Wärmequellen vor Ort und die lokale Verteilung von ökologisch erzeugter Wärme durch Nahwärmenetze sind besonders klimafreundlich, machen gan-ze Gemeinden fit für die Zukunft und sorgen dabei für regionale Wertschöpfung.\r\nWir sind selbst Betreiber von mehreren Nahwärmenetzen und unterstützen inzwischen 17 Kom-munen und Gemeinden bei dem Aufbau klimafreundlicher Nahwärmprojekte im Südschwarzwald. Dabei arbeiten wir mit Trassenlängen von bis zu 8,9 km und verantworten dabei die Betriebsfüh-rung von insgesamt rund 20 Megawatt thermischer Leistung.\r\nWir sehen Handlungsbedarf bei der Regulierung von Wärmenetzen und begrüßen daher die Novel-lierung der AVBFernwärmeV. Aufgrund der Tendenz zur Monopolisierung der Wärmeversorgung bei Wärmenetzen sind regulatorische Schritte zu mehr Transparenz und Wettbewerb wichtig. Dies ist auch im Sinne der Wärmewende, um Haushalte zum Wechsel zu einer klimafreundlichen Wärme-versorgung zu motivieren. Leider haben sich im Vergleich zum vorherigen BMWK-Referentenentwurf vom 25. Juli 2024 die vorgeschlagenen Rahmenbedingungen für kleine und mittelständische Wärmenetzbetreiber verschlechtert. \r\nMit der vorliegenden Stellungnahme möchten wir diesem Trend entgegenwirken und die aus unse-rer Sicht wichtigsten Punkte für die weitere Verbesserung des aktuellen Verordnungsentwurfs be-nennen. Dafür gehen wir explizit auf einige Punkte aus dem neuen Entwurf ein (im Text mit „neu“ markiert) und machen konkrete Verbesserungsvorschläge. Darüber hinaus legen wir Ihnen ergän-zenden Vorschläge für das Gelingen der Wärmewende bei.\r\n\r\n2. Anmerkungen im Detail\r\n(neu) Anpassung der Definition „Kleinstnetz“ (§1a Abs. 4 Nr.5):\r\nEs stimmt uns bedenklich, dass die Definition eines Kleinstnetzes stark eingeschränkt wurde. In der Realität wird sich aus unserer Sicht kein wirtschaftlich betriebenes Wärmenetz mehr auf die Ausnahme berufen können – die Regel hat in dieser Form daher keinen praktischen Mehrwert.\r\nDie vorherige Ausgestaltung der Definition (100 Haushaltsanschlüsse oder 2 MWh je Trassenme-ter) hätte viele kleinere ländliche Wärmenetze und Akteure (Genossenschaften, Bioenergiedörfer) entschieden dabei geholfen, nicht mit zusätzlichen gesetzlichen Pflichten überfordert zu werden und sich auf das Kerngeschäft – die Gewährleistung der dekarbonisierten Wärmeversorgung – zu konzentrieren. Gerade diese Akteure bieten in der Regel eine wettbewerbsfähige Wärmeversor-gung mit hohem Anteil Erneuerbarer Energien an und sind vielmals auch genossenschaftlich organisiert. Daher sollte aus unserer Sicht die Definition wieder wie im ursprünglichen Entwurf vorgesehen umformuliert werden, um diese wichtigen Akteure und ihren Beitrag zur Transforma-tion der Wärmeversorgung zu stärken.\r\nVorschlag einer Verordnungsanpassung:\r\n\r\n8. „Kleinstnetz“ ein Wärmenetz, das nicht mehr als 100 Hausanschlüsse oder eine Wär-meabnahme von nicht mehr als 2 MWh je laufenden Meter der Fernwärmetrasse aufweist, \r\n\r\nAnpassung an zeitgemäße Kommunikationsformen, insbesondere durch Einführung der Textform für Vertragsabschluss oder Kündigung (§ 2 Abs. 1, § 32 Abs. 6):\r\nAus unserer Sicht würde die vorgeschlagene Textform mehr Flexibilität ermöglichen, z. B. per Online-Abschlussstrecke. Potenzial zur Reduzierung der Nutzung von Papier bzw. Chancen in Richtung „Papierloses Büro“ sehen wir im Sinne der Nachhaltigkeit als positiv.\r\n(neu) Veröffentlichungspflicht eines interaktiven Berechnungstools (§ 2 Abs. 2):\r\nDie Sinnhaftigkeit der Bereitstellung der Informationen über ein interaktives Berechnungstool er-schließt sich uns nicht. Dies ist mit zusätzlichem Aufwand und Kosten verbunden und sorgt gegebenenfalls für mehr Verwirrung als Aufklärung bei der interessierten Kundschaft. Für mittel-ständische und kleinere Akteure wären hier Excel-Tools zum Download eine gangbare Alternati-ve. \r\n(neu) Angebot unterschiedlicher Wärmeprodukte und Versorgungsbedingungen (§ 2a):\r\nDieses Modell ist unserer Einschätzung nach vor allem bei bislang rein fossil geprägten Wärme-netzen relevant, die nun die Dekarbonisierung ihrer Netze angehen (müssen). Einzelne Ver-brauchsstellen können so bereits zeitnah \"grün\" versorgt werden. Die EWS-Wärmenetze werden bereits heute mit 70-75 Prozent klimaneutraler Wärme gespeist. Separate Tarife, welche die Wärmemengen in grau und grün separieren, erscheinen uns daher nicht zielführend und können durch sehr kleinteilige Vorgaben in der Tarifizierung ggf. sogar zur Verwirrung bei Wärmenetzan-schlussnutzern führen. Gleiches gilt für die Ermittlung unterschiedlicher Primärenergiefaktoren.\r\nErgänzend muss klargestellt werden, dass für Verträge mit unterschiedlichen Preisen für diesel-ben Wärmeprodukte, welches sich aufgrund des Vertragsabschlusses zu unterschiedlichen Zeit-räumen ergeben hat, Bestandsschutz gilt. Auch muss es Wärmenetzbetreibern weiterhin möglich sein, mehrere Tarife im gleichen Wärmenetz anbieten zu können. Nur durch diese tarifliche Flexi-bilität kann auf unvorhergesehene Kostensteigerungen bei der Entwicklung der Wärmeversorgung reagiert werden und Tarife entsprechend auch verbraucherfreundlicher kalkuliert werden.\r\nVorschlag einer Verordnungsanpassung:\r\n(1) Das Fernwärmeversorgungsunternehmen kann Versorgungsverträge zu unterschiedli-chen Wärmeprodukten anbieten. Dabei können insbesondere Wärmeprodukte angeboten werden,\r\n1. deren thermischer Energiemix von dem thermischen Energiemix, der sich bei Ge-samtbetrachtung des von dem Fernwärmeversorgungsunternehmen betriebenen Wär-menetzes ergibt, abweicht, oder\r\n2. die den effizienten Betrieb des von dem Fernwärmeversorgungsunternehmen betriebe-nen Wärmenetzes unterstützen.\r\nFür Versorgungsverträge über das gleiche Wärmeprodukt sind jeweils die gleichen All-gemeinen Versorgungsbedingungen zu verwenden. Die nach § 1b zu veröffentlichenden Informationen sind im Falle von § 1b Absatz 1 Nummer 1, 2, 4 und 8 jeweils auch bezo-gen auf das Wärmeprodukt zu veröffentlichen.\r\n(2) Für den Nachweis der Herkunft der thermischen Energie bei Wärmeprodukten nach Absatz 1 Satz 2 Nummer 1 ist ein Herkunftsnachweis nach § 21 Absatz 1 der Gas-Wärme-Kälte-Herkunftsnachweisregister-Verordnung vom 25. April 2024 (BGBl. 2024 I Nr. 139) in der jeweils geltenden Fassung zu verwenden.\r\n(3) Auf die nach Absatz 1 Satz 1 angebotenen Wärmeprodukte ist § 29 Absatz 1 des Wärmeplanungsgesetzes anzuwenden mit der Maßgabe, dass die Anforderungen an die Nettowärmeerzeugung sowohl für das jeweilige Wärmenetz als auch für jedes angebote-ne Wärmeprodukt erfüllt sein müssen. Satz 1 ist nicht anzuwenden, wenn in einem Wärmenetz durch einen Kunden eine Heizungsanlage nach § 71j Absatz 1 des Gebäu-deenergiegesetzes betrieben wird.\r\n(4) Ein Absenken des Anteils erneuerbarer Energien oder unvermeidbarer Abwärme am thermischen Energiemix des gelieferten Wärmeproduktes durch das Fernwärmeversor-gungsunternehmen gegenüber jenem Anteil zum Zeitpunkt des Vertragsschlusses oder zum Zeitpunkt der letztmaligen Anpassung der Preisänderungsklausel nach § 4 Absatz 2 bedarf der Zustimmung des Kunden in Textform. Satz 1 ist auch anzuwenden, wenn der Versorgungsvertrag keine ausdrückliche Vereinbarung über den thermischen Energiemix des Wärmeproduktes enthält. Im Falle des Satzes 2 hat das Fernwärmeversorgungsun-ternehmen den Kunden spätestens mit der Einholung der Zustimmung über den zum Zeitpunkt des Vertragsschlusses oder der letztmaligen Anpassung der Preisänderungs-klausel nach § 4 Absatz 2 bestehenden thermischen Energiemix zu informieren.\r\n(5) Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz evaluiert die Auswirkungen der Regelungen der Absätze 1 bis 4 auf Verbraucher bis spätestens fünf Jahre nach [ein-setzen: Datum des Inkrafttretens nach Artikel 3 Satz 1].\r\n\r\n(neu) Weitere Vorgaben zur Vermarktung (§2a Abs. 2):\r\nDie Anforderung der Zustimmung des Wärmenutzenden bei der Reduktion des Erneuerbaren-Anteils bei der Wärmelieferung erscheint uns absolut praxisfern. Schwankungen am Erneuerba-ren-Anteil haben vielfältige Ursachen und treten in der Regel unvorhergesehen auf (u.a. Witte-rung, technische Defekte). Sich hierfür ständig eine Zustimmung aller Wärmenutzenden einzuho-len, ist eine schlicht unmögliche Aufgabe für Wärmenetzbetreiber.\r\nBezüglich der Anpassung der Regelung haben wir folgende Verbesserungsvorschläge:\r\n•\tDer Gesetzgeber sollte sich Gedanken machen, ob er mit der vorliegenden Regelung kurzfristige oder langfristige (geplante) Reduktionen des Erneuerbaren-Anteils adressieren will. Letzteres sollte aus unserer Sicht definitiv verhindert werden, gegebenenfalls sollte hier auch die Zustimmung des Wärmenutzenden eingeholt werden. Eine kurzfristige Re-duktion lässt sich wie oben beschrieben in vielen Fällen nicht vermeiden. Insbesondere in Wärmenetzen mit bereits sehr hohen Anteilen klimaneutraler Energieträger (z.B. regionale Biomasse, Solarthermie, Abwärme), kann es häufiger zu ungeplanten kurzfristigen Re-duktionen kommen. Es kann nicht im Sinne des Gesetzgebers sein, diese Akteure mit einer solchen Regelung zu bestrafen. \r\n•\tAus unserer Sicht ist eine pragmatische Lösung die Einführung von Schwellenwerten. Dabei ist die Höhe der Schwelle durchaus diskutabel. Wir könnten uns z.B. 10% oder 20% Reduktion des Anteils am Wärmemix vorstellen, ab dem die Regelung zukünftig greifen soll.\r\nVorschlag einer Verordnungsanpassung:\r\n(4) Ein Absenken des Anteils erneuerbarer Energien oder unvermeidbarer Abwärme am thermischen Energiemix des gelieferten Wärmeproduktes durch das Fernwärmeversor-gungsunternehmen gegenüber jenem Anteil zum Zeitpunkt des Vertragsschlusses oder zum Zeitpunkt der letztmaligen Anpassung der Preisänderungsklausel nach § 4 Absatz 2 bedarf der Zustimmung des Kunden in Textform. Satz 1 ist auch anzuwenden, wenn der Versorgungsvertrag keine ausdrückliche Vereinbarung über den thermischen Energiemix des Wärmeproduktes enthält. Im Falle des Satzes 2 hat das Fernwärmeversorgungsun-ternehmen den Kunden spätestens mit der Einholung der Zustimmung über den zum Zeitpunkt des Vertragsschlusses oder der letztmaligen Anpassung der Preisänderungs-klausel nach § 4 Absatz 2 bestehenden thermischen Energiemix zu informieren.\r\nalternativ:\r\n(4) Ein Absenken des Anteils erneuerbarer Energien oder unvermeidbarer Abwärme am thermischen Energiemix des gelieferten Wärmeproduktes durch das Fernwärmeversor-gungsunternehmen um über 20 Prozentpunkte gegenüber jenem Anteil zum Zeitpunkt des Vertragsschlusses oder zum Zeitpunkt der letztmaligen Anpassung der Preisände-rungsklausel nach § 4 Absatz 2 bedarf der Zustimmung des Kunden in Textform. Satz 1 ist auch anzuwenden, wenn der Versorgungsvertrag keine ausdrückliche Vereinbarung über den thermischen Energiemix des Wärmeproduktes enthält. Im Falle des Satzes 2 hat das Fernwärmeversorgungsunternehmen den Kunden spätestens mit der Einholung der Zustimmung über den zum Zeitpunkt des Vertragsschlusses oder der letztmaligen Anpassung der Preisänderungsklausel nach § 4 Absatz 2 bestehenden thermischen Energiemix zu informieren.\r\n\r\nGrundstücksnutzung (§ 7):\r\nAus Sicht der EWS sind insbesondere die Fälle problematisch, bei denen die Verlegung von Wärmeleitungen über ein Flurstück nötig ist, um weitere dahinterliegende Gebäude anzuschlie-ßen, auch wenn das Gebäude auf dem Querungsflurstück nicht selbst versorgt werden soll. Im aktualisierten Referentenentwurf ist nun vorgemerkt, dass diese Pflicht auch dann angewendet werden kann, wenn „die Möglichkeit der Fernwärmeversorgung sonst wirtschaftlich vorteilhaft ist“. Dies ist aus unserer Sicht ein guter Fortschritt. Es sollte aber im weiteren Verfahren das ge-nannten Beispiel als Anwendungsbeispiel der Regelung ergänzt werden.\r\nVorschlag einer Verordnungsanpassung:\r\n3. für das die Möglichkeit der Fernwärmeversorgung sonst wirtschaftlich vorteilhaft ist, wie im Falle der Durchquerung eines Grundstücks zum Anschluss angrenzender Grund-stücke und Gebäude, sofern dies für den Betreiber den wirtschaftlich günstigsten An-schluss darstellt.\r\n\r\nMesseinrichtung (§ 18a):\r\nKleine und mittelständische Akteure werden die vorgesehene Pflicht zur Fernauslesbarkeit ab dem 31.12.2026 aufgrund mangelnder Ressourcen voraussichtlich nicht einhalten können. Es wäre hier sinnvoll, eine spätere Frist für kleine und mittelständische Wärmeversorger einzuführen, z. B. eine Erfüllung bis zum 31.12.2028. \r\nVorschlag einer Verordnungsanpassung:\r\n(1) Eine Messeinrichtung, die nach dem ... [einsetzen: Datum des Inkrafttretens nach Ar-tikel 3 Satz 1] installiert wird, muss fernablesbar sein. Vor dem ... [einsetzen: Datum des Inkrafttretens nach Artikel 3 Satz 1] installierte, nicht fernablesbare Messeinrichtungen sind bis einschließlich 31. Dezember 2028 durch das Fernwärmeversorgungsunterneh-men mit der Funktion der Fernablesbarkeit nachzurüsten oder durch eine fernablesbare Messeinrichtung zu ersetzen. Fernablesbar ist eine Messeinrichtung, wenn sie ohne Zu-gang zu den einzelnen Nutzeinheiten abgelesen werden kann.\r\n\r\n(neu) Konkretisierung der Vorgaben zur Preisänderungsklausel (§ 24 Abs. 1 Satz 5):\r\nDie neuen Vorgaben zur Gewichtung des Marktelements (50:50) halten wir für nicht sachgerecht, insbesondere für weitgehend dekarbonisierte Wärmenetze. Das BMWK erkennt selbst die Prob-lematik der vorgeschlagenen Regelung an, wie aus der Gesetzesbegründung auf Seite 78 deut-lich wird. Dort wird leider auch nur von Ausnahmen von der Regelung für bereits voll dekarboni-sierte Netze nachgedacht. Davon ausgenommen wären aber teilweise oder fast vollständig de-karbonisierte Netze, die aus Gründen der sicheren Betriebsführung noch auf ein fossiles Backup angewiesen sind. Unsicherheiten bei der Auslegung der Abweichung von der 50:50-Regel kön-nen aus unserer Sicht sogar zu Rechtsstreit führen. Will der Gesetzgeber hier Rechtsunsicherheit vermeiden, sollte eine konkretere Regelung vorgenommen werden, die auch die Situation fast vollständig dekarbonisierter Wärmenetze ausreichend berücksichtigt.\r\nAbrechnung, Abrechnungsinformationen, Verbrauchsinformationen (§§ 25, 25a):\r\nDie „Bündelung der Regelungen“ aus der FFVAV und AVB Fernwärme halten wir im Sinne des Bürokratieabbaus für sinnvoll.\r\nDie gesetzliche Festlegung auf ein Zeitscheibenmodell unter „Zeitanteilige Abrechnung bei Ände-rung der Preise und der Umsatzsteuer“ (§ 25 Abs. 2) bedeutet hier klaren Mehraufwand für Wärmeversorger und wird abgelehnt. \r\nDie neuen Regelungen zu „Digitale Rechnung für Kunden“ (§ 25 Abs. 3), zu „Monatliche Ver-brauchsinfos für Kunden“ (§ 25 Abs. 6) und zu „Graphischer Verbrauchsvergleich“ (§ 25a Abs. 3) lässt sich für Kleinstnetz-Betreiber kaum wirtschaftlich darstellen. Hier sollte es für Kleinstnetze Ausnahmen oder zumindest Übergangsfristen geben. Sonst müssten Betreiber teure Software-Lösungen einkaufen, die letztlich die Wärmeversorgung unnötig verteuern. \r\nDas „Muster PGK in Anlage“ ist grundsätzlich zu begrüßen, deutet jedoch auf ein 50 Prozent Marktelement hin. Wir haben oben dargestellt, wieso wir dies ablehnen.\r\n\r\n\r\n\r\n3. Ergänzende Vorschläge für die Wärmewende\r\n•\tDie Einführung eines bundesweiten Bürgschaftsprogramm zur Verbesserung der Investiti-onssicherheit für kleine und mittelständische Wärmenetzbetreiber. Insbesondere bei ländli-chen Konstellation mit geringen Wärmedichten könnten Bürgschaften Wärmenetze ermögli-chen, die ansonsten von kleinen Akteuren nicht gestemmt werden könnten. Wir unterstützen an dieser Stelle die Empfehlungen des Bundesrates vom 29.09.2023, dass der Bundesge-setzgeber hier über die Einrichtung eines bundesweiten Bürgschaftsprogrammes unterstüt-zend aktiv werden sollte. Als gute Vorlage kann das in Schleswig-Holstein im Zuge eines Nachhaushaltsgesetzes vorgestellte Bürgschaftsprogramm dienen. Das Programm umfasst 2 Milliarden Euro als Absicherung, wobei nach Landesangaben lediglich von einem Ausfallrisiko von ein bis zwei Prozent ausgegangen wird. Wir bewerten diesen Vorschlag als sehr positiv, da er minimalinvasiv ist, für den Bund ein vergleichbar geringes Risiko beinhaltet und auf-grund der besseren Sicherheit unmittelbar die Finanzierungskosten durch bessere Zinsbedin-gungen für den Um- und Aufbau klimaneutraler Wärmenetze reduzieren würde. Wir empfeh-len vor diesem Hintergrund die Einrichtung einer bundesweit analogen Regelung mit entspre-chend aufgestocktem Absicherungsvolumen für Stadtwerke, Genossenschaften und Bürger-energiegesellschaften.\r\n•\tEs sollte über eine bundesweit geltende verpflichtende Nahwärmenutzung (Anschluss- und Benutzungszwang) für Neubaugebiete (siehe auch AGFW, § 11 der Baden-Württembergischen Gemeindeordnung) nachgedacht werden, soweit Verhältnismäßigkeit gewahrt und bestimmte Anforderungen erfüllt sind (z.B. hohe Erneuerbaren-Anteile, Preis-konditionen o.ä.).\r\n•\tDuldungspflicht für die Verlegung von Nahwärmeleitungen auf Privatgrundstücken, so-weit hiervon der weitere Ausbau des Wärmenetzes maßgeblich abhängt.\r\n•\tSicherstellung der langfristigen Verfügbarkeit von Fördermitteln für Planungssicherheit (Stichworte Haushaltsverhandlungen, BEW, KTF, etc.). Der begrenzte Förderhorizont ist der-zeit ein großes Hindernis für die weitere Dekarbonisierung der Wärme. Bisherigen Schätzun-gen zufolge liegt der Finanzierungsbedarf für den systematischen Ausbau von Wärmenetzen (inkl. Speicher und Erzeugungsanlagen, v.a. Großwärmepumpen) bis 2045 zwischen 100 und 150 Mrd. €.  Dabei sollten die begrenzt verfügbaren staatlichen Zuschussmittel dort konzentriert vergeben werden, wo alternative Finanzierungsinstrumente nicht zur Anwendung kommen können. Z. B. sollten BEW-Förderkürzungen bei Betriebskostenzuschüsse zurück-genommen und das Programm auf 3 Mrd. Euro pro Jahr ausgeweitet werden. \r\n•\tBei der KfW-Heizungsförderung von Wärmenetz-Hausanschlüssen (bspw. Zuschuss Nr. 458 ) sollte auf die aufschiebende- und aufhebende Bedingung verzichtet werden. Unserer Erfahrung nach sorgt diese Ende 2023 eingeführte Neuregelung der Förderbedingung für eine maßgebliche wirtschaftliche Verschlechterung neuer Wärmenetzprojekte. Wärmenetzbetreiber müssen auf Grundlage der Hausanschlussverträge entscheiden, ob der Bau des Wärmenet-zes ausgeschrieben werden soll. Darauf basierend werden bindende Verträge zum Bau (z.B. mit Bauunternehmen) geschlossen. Dass die abgeschlossenen Hausanschlussverträge im Nachgang wieder aufgelöst werden können, wenn letztendlich keine Förderbewilligungen von der KfW-Bank ausgestellt werden, sorgen für ein großes unternehmerisches Risiko für Wär-menetzbetreiber, die im Zweifelsfall auf den Kosten der zum Bau beschlossenen Verträgen sitzenbleiben. Daher sollte diese Neuregelung zurückgenommen werden oder eine bessere Regelung gefunden werden, die sowohl die Interessen der Wärmekundschaft als auch der Wärmenetzbetreiber ausreichend berücksichtigt.\r\n\r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nSchönau, den 10.09.2024\r\nEWS-Rückmeldung zur Änderung des Ener-giewirtschaftsrechts im Bereich der Endkun-denmärkte, des Netzausbaus und der Netzre-gulierung\r\n\r\n\r\nDie EWS empfehlen zur Verbesserung des Referentenentwurfs:\r\n•\tDie Absicherungspflicht ausnahmslos für alle Energielieferanten einzuführen\r\n•\tEinen vorgezogenen Start der gemeinsamen Internetplattform durch die Netz-betreiber bei gleichzeitig Vereinfachungen im Geiste des § 14e EnWG\r\n•\tDie Streichung der Verpflichtung zum Angebot von Stromlieferverträgen mit fester Laufzeit und festen Tarifen\r\n•\tDie neuen Regeln zum Energy Sharing deutlich attraktiver auszugestalten\r\n•\tMehr Klarheit bezüglich den zu erbringenden Nachweisen bei den neuen Re-geln zur Kapazitätsreservierung zu schaffen\r\n•\tEine Konkretisierung zur gleichwertigen Behandlung aller Beteiligungsformen bei den neuen Regeln zur Bürger:innenbeteiligung\r\n\r\n \r\n1. Einleitung \r\nDie EWS setzen sich für eine 100 Prozent Erneuerbare Energieversorgung ein. Dies bedeutet aus unserer Sicht großen Reformbedarf im Energiewirtschaftsrecht, welches zu Teilen immer noch die fossile Energiewelt widerspiegelt. Auch ergibt sich aufgrund neuer EU-Regeln zum Strommarkt-design Handlungsbedarf im nationalen Recht. Wir begrüßen daher die vom Bundesministerium für Wirtschaft und Klima (BMWK) vorgestellten Änderungen, insbesondere die neuen Regelungen zu Endkundenmärkten und Verbesserungen beim Ausbau Erneuerbarer Energien. \r\nMit Interesse haben wir auch die im Sommer vorgelegten Ergebnisse der Wachstumsinitiative der Bundesregierung  verfolgt. Das BMWK verweist im Zuge der Konsultation der Novelle des Geset-zesentwurfs zur Anpassung des Energiewirtschaftsrechts auch darauf, dass ggf. noch Maßnah-men aus dem Wachstumspaket mit in die Novelle aufgenommen werden könnten. Wir lesen dies mit Interesse, aber auch einer gewissen Sorge. So könnte zum Beispiel eine sehr kurzfristige Maßnahme zum Förderstopp neuer EE-Anlagen ab dem 01.01.25 bei negativen Preisen nach § 51 EEG zur Verunsicherung in der Branche bis hin zum Abbruch von der in der Entwicklung be-findlichen Investitionsvorhaben in EE-Projekte führen. Die Auswirkungen auf die Systemsicherheit und dem EE-Ausbau sollte vorher tiefergehend geprüft werden, bevor eine vorschnelle Entschei-dung getroffen wird.\r\nAuch wird in der Wachstumsinitiative vorgeschlagen, die Direktvermarktungsschwelle bei Klein-anlagen schrittweise von aktuell 100 kW ab dem 01.01.25 in drei Jahresschritten auf 25 KW ab-zusenken. Wir halten den Übergang von neuen Kleinanlagen in die Direktvermarktung für grund-sätzlich sinnvoll. Gleichwohl macht die schrittweise Herabsenkung der Direktvermarktungspflicht nur Sinn, sofern flankierend die Rahmenbedingungen zur Vermarktung von EE-Strom aus neuen Kleinanlagen zügig vereinfacht werden. Zwingend ist hier zum Beispiel die wesentlich schnellere, kostengünstiger und verlässliche Ausstattung von neuen Kleinanlagen mit intelligenten Messsys-temen (iMSys). Es muss insbesondere eine effiziente Steuerbarkeit der Anlagen sowie eine effizi-ente Überführung der Anlagen in die Direktvermarktung möglich sein. Des Weiteren empfehlen wir die Vereinfachung und Reduzierung der Prozesse und Kosten für die Registrierung von neuen und alten Kleinanalgen unter 50 kW Nennleistung im Herkunftsnachweisregister. Der Erwerb der Grünstromqualität von Strom aus Kleinanlagen kann eine zusätzliche Option zur Stärkung der Wirtschaftlichkeit für Kleinanlagen sein und sollte daher auch flankierend zur Weiterentwicklung der Direktvermarktung bei Kleinanlagen immer im Blick behalten werden.\r\nMit der vorliegenden Stellungnahme möchten wir die aus unserer Sicht wichtigsten Punkte zur weiteren Verbesserung des Referentenentwurfs für ein Gesetz zur Änderung des Energiewirt-schaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung vom 27.08.24 beitragen.\r\n \r\n2. Anmerkungen zu EnWG-Änderungen\r\nEinführung einer Absicherungspflicht für alle Energielieferanten (§ 5, 4a):\r\nDie EWS unterstützen ausdrücklich das Anliegen des Gesetzgebers, eine Absicherungspflicht für alle Energielieferanten einzuführen. Mit den Erfahrungen aus der Energiepreiskrise, in der insbesondere Discountanbieter keine ausreichende, langfristige Absicherung ihrer Lieferverträge vorgenommen hatten, und dadurch Kundinnen und Kunden in eine schwierige Situation brach-ten, verdeutlichen den Handlungsdruck. Es ist daher aus unserer Sicht folgerichtig, ausnahms-los alle Energielieferanten zur Vorhaltung angemessener Maßnahmen zu verpflichten und dies entsprechend zu monitoren bzw. bei Bedarf durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) anfordern zu lassen. \r\nWir sehen in diesem Schritt einen wertvollen Beitrag zu Stärkung der Versorgungssicherheit, über den wesentlich kostenintensivere Optionen zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit, wie zum Beispiel die Einführung eines zentralen Kapazitätsmechanismus, vorgebeugt werden kann. Vor diesem Hintergrund ist es aus unserer Sicht auch sinnvoll, die Absicherungspflicht ausnahmslos für alle Energielieferanten einzuführen.\r\nDie EWS appellieren jedoch an den Gesetzgeber die im Zuge der Nachweispflicht entstehen-den bürokratischen Aufwände gering zu halten und hier mit Augenmaß vorzugehen. Die be-währten Prozesse in Abstimmung mit der BNetzA sollten beibehalten, genutzt und auf die Ein-führung zusätzlicher Abstimmungsformate verzichtet werden.\r\nVorschlag einer Gesetzesanpassung:\r\n1.\t„(4a) Alle Energielieferanten müssen angemessene Absicherungsstrategien entwickeln und einhalten, um das Risiko von Änderungen des Energieangebots auf Großhandels-ebene für die wirtschaftliche Tragfähigkeit ihrer Verträge mit Kunden zu begrenzen und gleichzeitig die Liquidität an Kurzfristmärkten und die von diesen Märkten ausgehenden Preissignale aufrechtzuerhalten. Sie müssen angemessene Maßnahmen ergreifen, um das Risiko eines Ausfalls der Belieferung der eigenen Kunden zu begrenzen. Die Bun-desnetzagentur kann die Vorlage und Anpassung der Absicherungsstrategien nach Satz 1 und die Maßnahmen nach Satz 2 jederzeit verlangen. Die Abfrage nach Satz 3 kann auch im Rahmen des Monitorings nach § 35 erfolgen.“ \r\n\r\nEinstellung einer gemeinsamen Internetplattform durch die Netzbetreiber (§20b)\r\nDie EWS begrüßen den Vorschlag, dass seitens der Netzbetreiber zeitnah eine gemeinsame, standardisierte Internetplattform zur Verfügung gestellt werden soll. Dies kann auch nach unse-rer Einschätzung den Datenaustausch im Zusammenhang mit der Abwicklung des Netzzu-gangs vereinfachen. Insbesondere im Zuge der Umsetzung neuer Geschäftsmodelle wie zum Beispiel der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung und Energy Sharing mangelt es aktuell noch an den effizienten MaKo-Prozessen und geeigneten, standardisierten Informationsaus-tauschformaten. Die Erfahrungen aus dem Bereich des solaren Mieterstroms zeigen, dass die individuellen Abstimmungen mit einer Vielzahl an Netzbetreibern und in unterschiedlichen Infor-mationsaustauschformaten nicht nachhaltig, sondern für alle Beteiligten sehr zeit- und ressour-cenintensiv ist. Wir empfehlen zur Beschleunigung der Einführung die Umsetzungsfristen vorzu-ziehen und dagegen Vereinfachungen im Geiste des § 14e EnWG zuzulassen. Vorstellbar ist hier, dass der Aufbau der Plattform an eine Reihe größerer Netzbetreiber delegiert wird, die dann federführend tragfähige Standards für die gemeinsame Plattform erarbeiten.\r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\n(1) Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen sind verpflichtet, ab dem 1. Januar Juli 2025 zu den in den folgenden Absätzen genannten Zwecken eine gemeinsame und bundesweit einheitliche Internetplattform zu errichten und zu betreiben. \r\n(2) Spätestens ab dem 1. Januar Juli 2026 ist über die Internetplattform nach Absatz 1 Anschlussnehmern, Anschlussnutzern sowie den nach § 20 Absatz 1 Anspruchsbe-rechtigten für die Abwicklung des Netzzugangs nach § 20 in benutzerfreundlicher Weise mindestens der Austausch folgender Daten und Informationen zu gewährleisten: \r\n1.\tdie erstmalige Bestellung, die Änderung oder Abbestellung von Zählpunktanord- nungen hinter einem Netzanschluss, \r\n2.\tdie erstmalige Bestellung, die Änderung oder Abbestellung von Verrechnungs-kon- zepten hinter einem Netzanschluss und \r\n3.\tdie Registrierung von Vereinbarungen nach § 42c. \r\n(3) Die Bundesnetzagentur kann durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 nähere \r\nBestimmungen treffen, insbesondere: \r\n1.\tzur näheren Konkretisierung der in Absatz 2 genannten Anwendungsfälle, \r\n2.\tzur Beschränkung, Erweiterung oder Konkretisierung des Kreises berechtigter Nutzergruppen der Internetplattform in Abhängigkeit vom jeweiligen Anwen-dungs- fall und \r\n3.\tzu Berechtigungskonzepten.“ \r\n\r\nVerpflichtung für Stromlieferanten mit mehr als 200.000 Letztverbrauchern Stromlieferverträ-ge mit fester Laufzeit und festen Tarifen anzubieten (§ 41a, Abs. 4-6)\r\nDie EWS lehnen die verpflichtende Einführung von Festpreisverträgen nach § 41a Abs. 4-6 in dieser Form entschieden ab. Die Hintergründe dieses Regulierungsvorschlages sind uns ange-sichts der Erfahrungen aus der Engergiepreiskrise bekannt. Insbesondere in Märkten mit einer hohen Durchdringung dynamischer Tarife wurden viele Verbraucherinnen und Verbraucher in Europa von den kurzfristigen, starken Preissteigerungen negativ überrascht. Vor diesem Hinter-grund ist für uns nachvollziehbar, dass der europäische Gesetzgeber über Art. 11 Strombin-nenmarktrichtlinie Verbraucherinnen und Verbraucher künftig besser schützen will. \r\nGleichwohl halten wir einen derartigen Eingriff in den deutschen Markt für nicht notwendig. Der deutsche Strommarkt ist im Vergleich zu anderen europäischen Märkten durch eine außeror-dentlich hohe Wettbewerbsintensität geprägt und viele Versorger haben bereits heute Fest-preisverträge in ihrem Portfolio. Für Verbraucherinnen und Verbraucher gibt es daher derzeit jederzeit die Möglichkeit, auch einen Festpreisvertrag abzuschließen. \r\nDes Weiteren droht der aktuelle Regulierungsvorschlag nach unserer Einschätzung sogar für zusätzliche Verwirrung zu sorgen. Beispielsweise sieht Abs. 4 vor, dass nur der Versorgeranteil begrenzt werden soll. Somit wären ca. 50% des Endverbraucherpreises, die über staatlich re-gulierte Preisbestandteile wie Abgaben, Entgelte und Umlagen bestimmt sind, nicht von der Fixierung erfasst. Diese Preiskomponenten können daher sehr wohl während der Laufzeit schwanken. Gleichwohl suggeriert die Ankündigung eines Festpreisvertrages mit Laufzeit- und Preisfixierung bei Verbraucherinnen und Verbrauchern, dass es während der Laufzeit ein stabi-les Preisniveau gibt. Es ist vorstellbar, dass es hier zu erheblich andere Erwartungshaltung sei-tens der Kundinnen und Kunden kommt und dies den Kommunikationsbedarf gegenüber die-sen noch weiter erhöht. Parallel zur Verpflichtung eines Festpreisangebots gilt es zum 01.01.25 auch einen dynamischen Tarif für alle Versorger im Angebot zu haben. Auch hier ist ein entspre-chend hoher Kommunikations- und Erklärungsbedarf zu erwarten.\r\nSchlussendlich halten wir die in Abs. 5 vorgesehene explizite Ausnahme für reine Anbieter dy-namischer Tarife weder für sachgerecht noch angemessen vor dem Hintergrund der Diskriminie-rungsfreiheit. Wir empfehlen daher die vollständige Streichung der Abs. 4-6.\r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\n(4) Stromlieferanten, die zum 31. Dezember eines Jahres mehr als 200 000 Letztver-braucher beliefern, sind im Folgejahr verpflichtet, den Abschluss eines Stromliefervertra-ges auch als Festpreis anzubieten, der eine bindende Laufzeit von mindestens zwölf Monaten hat und einen festen Preis in Bezug auf den Ver- sorgeranteil im Sinne des § 3 Nummer 35b für diese Laufzeit garantiert. Mehr- oder Minderbelastungen, in Bezug auf die Kostenbestandteile der in die Rechnung ein- fließenden Preise, die nicht den Ver-sorgeranteil im Sinne des § 3 Nummer 35b betreffen, dürfen während der Laufzeit des Vertrages nach Satz 1 weitergegeben werden. Im Falle einer Weitergabe der Änderungen von Kostenbelastungen nach Satz 2 ist § 41 Absatz 5 Satz 4 nicht an-wendbar. Der Stromlieferant darf den Ver- trag nach Satz 1 während der vereinbarten Laufzeit nicht einseitig ändern und im Grundsatz frühestens zum Ablauf der Vertrags-laufzeit kündigen. \r\n(5) Abweichend von Absatz 4 sind Stromlieferanten nicht verpflichtet, den Abschluss ei-nes Stromliefervertrages nach Absatz4 anzubieten, sofern der Stromlieferant nur Ver-träge mit dynamischen Stromtarifen anbietet. \r\n(6) Vor dem Abschluss oder der Verlängerung eines Vertrages nach den Ab- sätzen 2 oder 4 ist dem Letztverbraucher eine knappe, leicht verständliche und klar gekenn-zeichnete Zusammenfassung der wichtigsten Vertragsbedingungen zur Verfügung zu stellen, die mindestens die folgenden Angaben enthalten muss \r\n\r\nEinführung des Energy Sharing (§42c)\r\nDie EWS begrüßen ausdrücklich, dass der deutsche Gesetzgeber eine explizite Regelung für die gemeinsame Nutzung elektrischer Energie aus Anlagen zur Erzeugung von Elektrizität aus erneuerbaren Energien (sogenanntes Energy Sharing) schaffen will. Damit reagiert der Gesetz-geber auf Vorgaben aus der europäischen Gesetzgebung und greift eine langjährige politische Forderung vieler Akteure aus der Bürgerenergie- und der Erneuerbaren-Energien-Branche auf.\r\nPositiv bewerten wir, dass mit dem Regulierungsvorschlag ein Regelwerk geschaffen werden soll, dass es vor allem kleineren Akteuren und Verbraucherinnen und Verbrauchern erleichtern könnte, sich aktiver an der Energiewende zu beteiligen. Ebenso begrüßen wir, dass der Ge-setzgeber in Abs. 7 von seinem Handlungsspielraum Gebrauch macht und Haushalten sowie Mehrfamilienhäusern bei einer installierten Anlagenleistung bis 30 kW bzw. 100 kW vereinfachte Lieferantenpflichten gewährt. Auch die explizite Verknüpfung des Energy Sharings mit dem neuen § 20 b EnWG halten wir für zielführend, denn ein vereinfachtes Netzanschlussverfahren sowie effiziente Prozesse sind elementar für die Umsetzung von neuen Versorgungsmodellen.\r\nUngeachtet dessen kann der vorliegende Entwurf aus unserer Sicht erst der Anfang sein. Der Gesetzgeber gesteht in der Gesetzeserläuterung selbst ein, dass der vorliegende Regulierungs-rahmen noch nicht für ein massentaugliches Geschäftsmodell taugt. Zu viele Fragen, Prozesse und Umsetzungsschritte lässt der Entwurf offen.\r\nFolgende Verbesserungsmöglichkeiten sehen wir, um dem Modell wirklich weiter zu helfen:\r\n•\tWir halten die enge Fokussierung des regionalen Radius auf das Bilanzierungsgebiet des Netzbetreibers für nicht zielführend. Wir empfehlen, sich beim regionalen Radius an dem Eckpunktevorschlag  eines Bündnisses von Akteuren aus der Erneuerbaren- und Bürgerenergiebranche zu orientieren. Demnach erscheint uns ein 50-KM-Radius zielfüh-render, da hier unmittelbar an existierende Verwaltungsprozesse und Informationsaus-tauschformate des Regionalnachweisregisters angedockt werden kann, wodurch die Umsetzung erleichtert wird.\r\n•\tVor dem Hintergrund des nach wie vor sehr schleppenden und in Deutschland sehr teuren Rollouts intelligenter Messsystem empfehlen wir zudem, dass Energy Sharing als Pflichteinbaufall im Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) mit aufzunehmen ist. Dadurch kann sichergestellt werden, dass die Teilnahmevoraussetzung für interessierte Kundin-nen und Kunden am Energy Sharing nicht zu einer Hängepartie wird.\r\n•\tDer Gesetzgeber will insbesondere über die Ausnahmetatbestände bei den Lieferan-tenpflichten die Attraktivität des Modells steigern. Wir empfehlen dem Gesetzgeber hier weiter zu gehen als er dies bislang getan hat und insbesondere mehr Konstellationen zuzulassen. Wir sehen insbesondere in der Anhebung der De-minimis-Schwelle auf 2 MW bei den Ausnahmen von den Lieferantenpflichten einen möglichen Schritt, um die Attraktivität für Energy Sharing zu erhöhen. Sollte dies nicht möglich sein, so sollte zu-mindest ermöglicht werden, dass mehr als eine Anlage teilnehmen darf, solange die Maximalschwelle von 30 kW bzw. 100 kW nach Abs. 7 nicht überschritten wird. Eben-so halten wir die Teilnahme von Gewerbeeinheiten am Energy Sharing für denkbar, um das Modell schneller in die Breite zu bringen. In jedem Fall sollte im Gesetz eine Klar-stellung erfolgen, dass im Falle der Einspeisung von Überschussstrommengen aus den Energy-Sharing-Anlagen auch weiterhin die Marktprämie in Anspruch genommen wer-den kann.\r\n•\tSehr unglücklich bis kontraproduktiv erachten wir die Regelungsvorschläge in Abs. 5 & 6. Während der Gesetzgeber über Abs. 6 Energy-Sharing-Teilnehmern bzw. mitnut-zenden Letztverbrauchern ermöglichen will, sich komplexen Abrechnungsprozessen und Inkassodiensten zu entledigen, eröffnet er dem Reststromlieferanten bzw. über Abs. 5 wiederum die Mehrkosten bzw. neue Risiken über den ergänzenden Stromlie-fervertrag einzupreisen. Wir erachten insbesondere Abs. 6 für nicht zu Ende gedacht. Alleine die Tatsache, dass der Reststrom- bzw. ergänzende Stromlieferant die Verant-wortung für die Abrechnung und Zahlung von Netzentgelten, Abgaben, Steuern und Umlagen für Strommengen übernehmen soll, die er selbst gar nicht geliefert hat, halten wir für weder sachgerecht noch zielführend. Nach unserer Einschätzung besteht durch diese Regelung sogar die Gefahr, dass angesichts der zahlreichen Risiken (z.B. rück-wirkende Änderungen im Aufteilungsschlüssel, mangelnde und rechtzeitige Verfügbar-keit relevanter Informationen für die Abrechnung) sowie anfallender Inkassodienste, die der Ergänzungsstromlieferant übernehmen soll, der Reststromliefervertrag prohibitiv teu-er werden könnte. Das wiederum kann den Zugang zum Energy Sharing stark ein-schränken. Nach unserer Einschätzung muss dies nicht zwangsläufig der Fall sein. Zum Beispiel dann nicht, wenn der Reststrom- bzw. ergänzende Stromlieferant gleichzeitig auch die Rolle als Dritter bzw. Energy-Sharing-Organiser übernimmt. In diesem Fall be-stehen Informationsvorteile, wodurch o.g. Risiken reduziert würden. Gleichwohl kann nicht davon ausgegangen werden, dass dieser Sachverhalt so immer gegeben ist, da mitnutzende Letztverbraucher jederzeit das Recht der Wahlfreiheit haben, ihren Liefe-ranten zu wechseln. Um den Zugang zum Energy Sharing für alle Beteiligten möglichst attraktiv zu gestalten und Risiken angemessen zu verteilen, empfehlen wir, dass mit-nutzende Letztverbraucher Zugang zu einem eigenständigen Netznutzungsvertrag er-halten. Dieser kann zum Beispiel seitens des Reststromlieferanten für den mitnutzenden Letztverbraucher im Energy Sharing gegenüber dem Netzbetreiber angelegt werden. Die Marktkommunikation hält diese Prozesse bereits standardisiert vor. In diesem Fall würde der mitnutzende Letztverbraucher gegenüber dem Lieferanten nur die wettbe-werblichen Positionen bzw. den Versorgeranteil zahlen und insbesondere Netzentgelte, Abgaben und Umlagen direkt gegenüber dem Netzbetreiber abführen. Dadurch würde auch das Bewusstsein der Verbraucherinnen und Verbraucher für die unterschiedlichen Preisbestandteile gesteigert und die Transparenz verbessert.\r\n•\tIm Zuge der weiteren Befassung mit Energy Sharing ist es aus unserer Sicht dringend geboten, ergänzend oder alternativ zu den vereinfachten Lieferantenpflichten andere Optionen zu prüfen, wie die Attraktivität des Energy-Sharing-Modells gesteigert werden kann. Wir halten nach wie vor den Weg über eine ergänzende Energy-Sharing-Prämie für eine Option, wie sie von dem o.g. Verbändebündnis skizziert wurde. Für denkbar halten wir auch eine vertretbare Absenkung der Stromnebenkosten. Wenn Energy Sha-ring zum Beispiel aufgrund eines hohen gleichzeitigen Verbrauchs lokal produzierter Strommengen nachweislich über eine positive, netzentlastende Wirkung verfügt, dann sollten in diesem Fall auch verminderte Netznutzungsentgelte gewährt werden. Eine derartige Regelung gilt seit vielen Jahren beim Betrieb von Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen und wir sehen hier durchaus Parallelen.\r\n\r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\n(6) Ein mitnutzender Letztverbraucher kann von seinem Stromlieferanten verlangen, dass dieser für ihn einen eigenständigen Netznutzungsvertrag abschließen darf, über den auch Steuern, Abgaben, Umlagen und Netzentgelte, die auf verbrauchte Strom-mengen im Rahmen einer Vereinbarung nach Absatz 1 anfallen, über den bestehenden Stromliefervertrag abgerechnet werden.\r\n\r\n3. Anmerkungen zu EEG-Änderungen\r\nNeuberechnung der Strommengen bei der kommunalen Abgabe (§ 6 Abs. 2 EEG):\r\nDie EWS begrüßen, dass hier zukünftig auf die tatsächlich erzeugten Strommengen abgestellt wird. Insbesondere positiv ist zu sehen, dass nicht mehr auf fiktive Strommengen abgestellt wird. Im weiteren Gesetzesprozess sollte noch darauf geachtet werden, dass Regeln eingeführt werden, die den Prozess der Rückzahlung durch die verantwortlichen Netzbetreiber wesentlich beschleunigt. Auch fordern wir weiterhin, dass Anlagen außerhalb der EEG-Förderung ebenfalls von dieser Regelung profitieren können.\r\n\r\nVereinfachungen bei Netzanschlussbegehren (§ 8 Abs. 8-11 EEG i.V.m. § 17a EnWG):\r\nInsbesondere mit Blick auf den stark anziehenden Ausbau bei den PV-Anlagen stoßen die ak-tuellen Regeln zum Netzanschlussbegehren und zur Kapazitätsreservierung an ihre Grenzen. Netzbetreiber kommen im aktuellen System teilweise nicht mehr mit der Bearbeitung der neu anzuschließenden Anlagen hinterher. Wir begrüßen daher die vorgeschlagenen Änderungen bei den Netzanschlussbegehren. Wir erhoffen uns, dass dadurch mehr Transparenz, Vergleichbar-keit und Beschleunigung der Prozesse geschaffen wird. \r\n\r\nEffizientere Prozesse zur Kapazitätsreservierung (§ 8a EEG):\r\nDie EWS begrüßen die vorgeschlagene Regelung, zur Schaffung von mehr Ordnung in den Pro-zessen zur Kapazitätsreservierung. Allerdings besteht aus unserer Sicht noch Änderungsbedarf. Es ist nachvollziehbar, dass eine Kapazität nicht zu lange reserviert werden sollte, um Miss-brauch zu verhindern. Allerdings spiegelt das Minimum von sechs Monate Reservierungsmög-lichkeit nicht die Realitäten insbesondere im Bereich der Windenergie von teilweise 2-4 Jahren Genehmigungsplanung/-verfahren wider. \r\nAuch erscheint unklar, welche konkreten Dokumente zum Nachweis des Projektfortschritts eingereicht werden können. Diese wichtige Entscheidung sollte nicht ausschließlich der BNetzA im weiteren Prozess überlassen werden. \r\nVorschläge für eine Gesetzesanpassung:\r\n1. die Dauer der Reservierungsabschnitte, wobei ein Abschnitt jeweils auf eine Dauer zwischen sechs Monaten ein und zwei Jahren zu befristen ist,\r\n2. geeignete Nachweise zum Projektfortschritt, wozu unter anderem Gutachteraufträge und Nachweise der Genehmigungsbehörden zählen müssen, die durch Anschlussbe-gehrende für die Erlangung einer Reservierung sowie für Verlängerungen der Reservie-rung in weiteren Reservierungsabschnitten beim Netzbetreiber einzureichen sind,\r\n\r\nStärkung der Bürger:innenbeteiligung (§ 22b Abs. 6 EEG):\r\nRechtliche Instrumente zur finanziellen Beteiligung der lokalen Bevölkerung sind ein Weg, um neue Akzeptanzpotenziale zu heben und damit die Energiewende insgesamt zu fördern. Eine zunehmende Anzahl von Bundesländern setzt sich proaktiv Regeln, die aus unserer Sicht zu Wettbewerbsverzerrung aufgrund stark voneinander abweichender Regeln führen und gleichzei-tig teils aufwändige bürokratische Hürden aufbauen. Dies kann in letzter Konsequenz zu einer Ungleichverteilung neuer Windparks führen und letztlich den Windenergieausbau insgesamt abbremsen. Daher begrüßen wir, dass mit der vorliegenden Vorschlag ein Versuch unternom-men wird, ein Mindesstandard einzuführen. Die Regel zu den 0,3 ct/kWh sorgt dafür, dass ein-zelne Bundesländer nicht unter dem Deckmantel der Bürgerbeteiligung über unrealistisch hohe Anforderungen an Anlagenbetreiber den Ausbau Erneuerbarer Energien einbremsen. Es sollte allerdings im Gesetz noch dargestellt werden, dass alle zur Auswahl stehenden Formen der Beteiligung gleichwertig betrachtet werden können.\r\nVorschlag einer Gesetzesanpassung:\r\nSoweit die Länder Regelungen treffen, die Anlagenbetreiber dazu verpflichten, Gemein-den oder Bürger, die von der Errichtung ihrer Anlage betroffen sind, finanziell oder in an-derer Weise zu beteiligen, gilt einschränkend, dass diese Regelungen den Anlagenbe-treibern verschiedene, gleichwertige Formen der Beteiligung zur Auswahl stellen müs-sen. Dabei ist den Anlagenbetreibern stets die Möglichkeit zu geben, den Gemeinden oder Bürgern eine Beteiligung anzubieten, die einem Wert von nicht mehr als 0,3 Cent pro Kilowattstunde erzeugter Strommenge entspricht, wobei es dem Anlagenbetreiber möglich sein muss, eine Beteiligung von bis zu 0,2 Cent pro Kilowattstunde erzeugter Strommenge im Wege der finanziellen Beteiligung nach § 6 anzubieten, soweit § 6 an-wendbar ist.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nSchönau, den 22.11.2024\r\nEWS-Rückmeldung zum Kabinettsbeschluss für eine Gesetzesänderung des Energiewirtschafts-rechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung\r\n\r\nDie EWS empfehlen zur Verbesserung des am 13.11.24 im Kabinett beschlos-senen Gesetzesentwurfs:\r\n•\tEinführung der Absicherungspflicht ausnahmslos für alle Energielieferanten.\r\n•\tVorgezogenen Start der gemeinsamen Internetplattform durch die Netzbetreiber bei gleichzeitiger Vereinfachung im Geiste des § 14e EnWG.\r\n•\tKeine Umstellung auf RLM-Zähler bei Energy Sharing.\r\n•\tMöglichkeit für Stromlieferanten erhalten, sich außerordentlich von einem Vertrag zu lösen.\r\n•\tNutzung der etablierten 70-Prozent-Regelung, wenn aus netztechnischen Gründen die Einspeisung von PV-Anlagen reduziert werden muss.\r\n•\tEinführung der neuen Regelung zur EE-Förderung bei negativen Börsenpreisen erst ab dem 01.01.27.\r\n\r\n\r\n\r\n \r\n1. Einleitung \r\nDie EWS setzen sich für eine 100 Prozent erneuerbare und bürgernahe Energieversorgung ein. Dies bedeutet aus unserer Sicht großen Reformbedarf im Energiewirtschaftsrecht, welches zu Teilen immer noch die fossile Energiewelt widerspiegelt. Auch ergibt sich aufgrund neuer EU-Regeln zum Strommarktdesign Handlungsbedarf im nationalen Recht. Wir begrüßen daher im Grundsatz die nun auch vom Bundeskabinett vorgestellten Änderungen für eine Gesetzesnovelle.\r\nPositiv bewerten wir, dass mit dem Regulierungsvorschlag zu Energy Sharing erstmals ein Regel-werk geschaffen werden soll, dass es kleineren Akteuren und Verbraucherinnen und Verbrauchern erleichtern könnte, sich aktiver an der Energiewende zu beteiligen und hierdurch Akzeptanz und Teilhabe zu schaffen. Wir begrüßen, dass risikoreiche Verpflichtungen für den Ergänzungsstromlie-feranten aus dem Kabinettsentwurf gestrichen wurden. Sehr kritisch bewerten wir, dass nun aber eine RLM-Messung vorausgesetzt wird. Dies würde die Umsetzungskosten unnötig in die Höhe treiben und voraussichtlich die Unwirtschaftlichkeit des Modells bedeuten.\r\nEbenfalls begrüßen wir die ersten Schritte zur flexiblen Netzanschlussleistung durch die Möglich-keit des Abschlusses flexibler Netzanschlussvereinbarungen für EE-Anlagen und am gleichen Netzverknüpfungspunkt (NVP) angeschlossener Stromspeicher. Dies geht in Richtung des sinnvol-len BEE-Vorschlags zur NVP-Überbauung. Die Regelung sollte aber dringend weiterentwickelt werden, so dass Anlagenbetreibern immer das Recht zur NVP-Überbauung eingeräumt wird.\r\nDie EWS begrüßen ausdrücklich die Rückkehr zum ursprünglichen Schwellenwert von 6.000 kWh Jahresverbrauch für den Einbau intelligenter Messsysteme im Kabinettsentwurf. Eine Erhöhung auf 10.000 kWh hätte Marktunsicherheiten verschärft und den Smart-Meter-Rollout verzögert. Ein zügiger Rollout ist essenziell für die Funktionalität des zukünftigen Energiesystems.\r\nWir bleiben aber skeptisch, ob die vorgeschlagenen Regelungen eine wirkliche Lösung zum Prob-lem der vermehrt auftretenden Erzeugungsüberschüsse bieten. Die Vorschläge scheinen die ener-giewirtschaftliche Realität, insbesondere den schleppenden Rollout intelligenter Messsysteme (iMSys) und mangelnde beziehungsweise unzureichende Steuerungstechnik bei kleineren PV-Anlagen auszublenden.\r\nWir regen zudem an, die verpflichtende Reduzierung der eingespeisten Strommengen sowie die Absenkung der Schwelle für iMSys-Pflichteinbaufälle bei PV-Kleinanlagen noch einmal zu über-denken. Wir halten es für möglich, dass Bürgerinnen und Bürger – insbesondere in Bundesländern mit einer PV-Pflicht – hierdurch in eine unwirtschaftliche Investition gedrängt werden.\r\nAus Sicht der EWS sollte der iMSys-Rollout dringend über zielführende Maßnahmen beschleunigt, Flexibilitäten wie Speicher weiter angereizt und flankierend dazu Verbesserungen für die Direktver-marktung von Kleinanlagen geschaffen werden. Die ÜNB verzeichnen 161 GW an Batterie-Anschlussanfragen – Tendenz steigend. In Deutschland warten mittlerweile über 1,5 Millionen reine E-Autos darauf, dass sie über die Möglichkeit bidirektionalen Laden dem Strommarkt zur Verfügung stehen. Dies entspricht einem gesamten Speicherpotential von ca. 5500 MWh. Es müssen mehr Anreize für den flexiblen Verbrauch geschaffen werden, zum Beispiel durch die Dy-namisierung der Netzentgelte.\r\nMit der vorliegenden Stellungnahme möchten wir die aus unserer Sicht wichtigsten Punkte zur weiteren Verbesserung des Kabinettsbeschlusses für ein Gesetz zur Änderung des Energiewirt-schaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung vom 13.11.24 beitragen.\r\n2. Anmerkungen EnWG-Änderungen\r\nEinführung einer Absicherungspflicht für Energielieferanten (§5, 4a):\r\nDie EWS unterstützen ausdrücklich das Anliegen des Gesetzgebers, eine Absicherungspflicht für alle Energielieferanten einzuführen. Die Erfahrungen aus der Energiepreiskrise, in der insbesonde-re Discountanbieter keine ausreichende, langfristige Absicherung ihrer Lieferverträge vorgenom-men hatten, und dadurch Kundinnen und Kunden in eine schwierige Situation brachten, verdeut-lichen den Handlungsdruck. Es ist daher aus unserer Sicht folgerichtig, ausnahmslos alle Ener-gielieferanten zur Vorhaltung angemessener Maßnahmen zu verpflichten und dies entsprechend zu monitoren bzw. bei Bedarf durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) anfordern zu lassen. \r\nWir sehen in diesem Schritt einen wertvollen Beitrag zu Stärkung der Versorgungssicherheit, über den wesentlich kostenintensivere Optionen zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit, wie zum Beispiel die Einführung eines zentralen Kapazitätsmechanismus, vorgebeugt werden kann. Vor diesem Hintergrund ist es aus unserer Sicht auch sinnvoll, die Absicherungspflicht aus-nahmslos für alle Energielieferanten einzuführen.\r\nDie EWS appellieren jedoch an den Gesetzgeber die im Zuge der Nachweispflicht entstehenden bürokratischen Aufwände gering zu halten und hier mit Augenmaß vorzugehen. Die bewährten Prozesse in Abstimmung mit der BNetzA sollten beibehalten, genutzt und auf die Einführung zusätzlicher Abstimmungsformate verzichtet werden.\r\nVorschlag einer Gesetzesanpassung:\r\n„(4a) Alle Stromlieferanten, die Haushaltskunden mit Elektrizität beliefern, müssen zur Gewährleistung ihrer wirtschaftlichen Leistungsfähigkeit angemessene Absicherungsstra-tegien entwickeln und befolgen, um das Risiko von Änderungen des Elektrizitätsange-bots auf dem Großhandelsmarkt für die wirtschaftliche Tragfähigkeit ihrer Verträge mit Kunden zu begrenzen und gleichzeitig die Liquidität an Kurzfristmärkten und die von die-sen Märkten ausgehenden Preissignale aufrechtzuerhalten. Sie müssen darüber hinaus angemessene Maßnahmen ergreifen, um das Risiko eines Ausfalls der Belieferung ihrer Kunden zu begrenzen. Die Bundesnetzagentur kann von dem Stromlieferanten jederzeit, auch im Rahmen des Monitorings nach § 35, die Vorlage der Absicherungsstrategien nach Satz 1 und, sofern die Absicherungsstrategie und die Maßnahmen nach Satz 2 nicht geeignet sind, die in Satz 1 genannten Ziele zu erreichen, Anpassungen verlan-gen.“ \r\n\r\n \r\nEinstellung einer gemeinsamen Internetplattform durch die Netzbetreiber (§20b)\r\nDie EWS begrüßen den Vorschlag, dass seitens der Netzbetreiber zeitnah eine gemeinsame, standardisierte Internetplattform zur Verfügung gestellt werden soll. Dies kann auch nach unserer Einschätzung den Datenaustausch im Zusammenhang mit der Abwicklung des Netzzugangs vereinfachen. Insbesondere im Zuge der Umsetzung neuer Geschäftsmodelle wie zum Beispiel der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung und Energy Sharing mangelt es aktuell noch an den effizienten MaKo-Prozessen und geeigneten, standardisierten Informationsaustauschformaten. Die Erfahrungen aus dem Bereich des solaren Mieterstroms zeigen, dass die individuellen Ab-stimmungen mit einer Vielzahl an Netzbetreibern und in unterschiedlichen Informationsaustausch-formaten nicht nachhaltig, sondern für alle Beteiligten sehr zeit- und ressourcenintensiv ist. Wir empfehlen zur Beschleunigung der Einführung die Umsetzungsfristen vorzuziehen und dagegen Vereinfachungen im Geiste des § 14e EnWG zuzulassen. Vorstellbar ist hier, dass der Aufbau der Plattform an eine Reihe größerer Netzbetreiber delegiert wird, die dann federführend tragfähige Standards für die gemeinsame Plattform erarbeiten.\r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\n(1) Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen sind verpflichtet, ab dem 1. Januar Juli 2025 zu den in den folgenden Absätzen genannten Zwecken eine gemeinsame und bundesweit einheitliche Internetplattform zu errichten und zu betreiben. \r\n(2) Spätestens ab dem 1. Januar Juli 2026 ist über die Internetplattform nach Absatz 1 Anschlussnehmern, Anschlussnutzern sowie den nach § 20 Absatz 1 Anspruchsberech-tigten für die Abwicklung des Netzzugangs nach § 20 in benutzerfreundlicher Weise min-destens der Austausch folgender Daten und Informationen zu gewährleisten: \r\n1.\tdie erstmalige Bestellung, die Änderung oder Abbestellung von Zählpunktanord- nungen hinter einem Netzanschluss, \r\n2.\tdie erstmalige Bestellung, die Änderung oder Abbestellung von Verrechnungs-kon- zepten hinter einem Netzanschluss und \r\n3.\tdie Registrierung von Vereinbarungen nach § 42c. \r\n(3) Die Bundesnetzagentur kann durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 nähere \r\nBestimmungen treffen, insbesondere: \r\n1.\tzur näheren Konkretisierung der in Absatz 2 genannten Anwendungsfälle, \r\n2.\tzur Beschränkung, Erweiterung oder Konkretisierung des Kreises berechtigter Nutzergruppen der Internetplattform in Abhängigkeit vom jeweiligen Anwen-dungs- fall und \r\n3.\tzu Berechtigungskonzepten.“ \r\n\r\nVerpflichtung zum Angebot von Festpreisverträgen (§ 41a, Abs. 4-6)\r\nDie EWS lehnen die verpflichtende Einführung von Festpreisverträgen nach § 41a Abs. 4-6 wei-terhin entschieden ab. Der deutsche Strommarkt ist im Vergleich zu anderen Strommärkten durch eine außerordentlich hohe Wettbewerbsintensität geprägt. Viele Versorger haben bereits heute Festpreisverträge in ihrem Portfolio. Für Verbraucherinnen und Verbraucher gibt es daher jederzeit die Möglichkeit, auch einen Festpreisvertrag abzuschließen. Wir fürchten, dass der vor-liegende Regulierungsvorschlag zudem eher Verwirrung stiften wird als Vertrauen. Beispielsweise sieht Abs. 4 vor, dass nur der Versorgeranteil begrenzt werden soll. Somit wären ca. 50% des Endverbraucherpreises, die über staatlich regulierte Preisbestandteile wie Abgaben, Entgelte und Umlagen bestimmt sind, nicht von der Fixierung erfasst. Diese Preiskomponenten können daher sehr wohl während der Laufzeit schwanken. Gleichwohl suggeriert die Ankündigung eines Fest-preisvertrages mit Laufzeit- und Preisfixierung bei Verbraucherinnen und Verbrauchern, dass es während der Laufzeit ein stabiles Preisniveau gibt. Es ist vorstellbar, dass es hier zu einer erheb-lich anderen Erwartungshaltung seitens der Kundinnen und Kunden kommt und dies den Kom-munikationsbedarf gegenüber diesen noch weiter erhöht. Parallel zur Verpflichtung eines Fest-preisangebots gilt es zum 01.01.25 auch einen dynamischen Tarif für alle Versorger im Angebot zu haben, was ebenfalls mit einem hohen Kommunikations- und Erklärungsbedarf einhergeht. Warum reine Anbieter dynamischer Tarife von der Verpflichtung zum Angebot eines Festpreistari-fes ausgeschlossen werden sollen, erschließt sich uns vor dem Hintergrund der Diskriminie-rungsfreiheit ebenso wenig.\r\nBesonders kritisch sehen wir jedoch, dass im Kabinettsentwurf vom 13. November 2024 in Artikel 1 § 41a Abs. 4 Satz 3 EnWG eine wichtige Formulierung aus dem ur-sprünglichen Referentenentwurf gestrichen wurde. Während im Referentenentwurf das Recht der Stromlieferanten auf außerordentliche Kündigung „im Grund-satz“ berücksichtigt wurde, entfällt dieses Recht im Kabinettsentwurf vollständig. Wir halten die im Kabinettsentwurf vorgenommene Streichung von „im Grundsatz“ für eine möglicherweise unbeabsichtigte Verschärfung, die dringend überarbeitet werden sollte. Eine angemessene Anpassung wäre, zumindest außerordentliche Kündigungen bei wesentlichen Vertragsverletzungen (z.B. dauerhafter Zahlungsverzug) ausdrücklich zu-zulassen. Dies würde eine gravierende ungleiche Risikoverteilung zulasten der Stromlie-feranten verhindern und die Interessen von Stromlieferanten und Kunden wieder in ein ausgewogenes Verhältnis bringen.\r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\n[…] Darüber hinaus können sich die Stromlieferanten Rechte zur einseitigen Be-endigung ordentlichen Kündigung des Vertrages oder einseitigen Änderung des Preises während der vereinbarten Laufzeit der Preisgarantie nicht wirksam vor-behalten. […]\r\n\r\nEinführung des Energy Sharing (§42c)\r\nDie EWS begrüßen ausdrücklich, dass der deutsche Gesetzgeber eine explizite Regelung für die gemeinsame Nutzung elektrischer Energie aus Anlagen zur Erzeugung von Elektrizität aus erneu-erbaren Energien (sogenanntes Energy Sharing) schaffen will. Damit reagiert der Gesetzgeber auf Vorgaben aus der europäischen Gesetzgebung und greift eine langjährige politische Forderung vieler Akteure aus der Bürgerenergie- und der Erneuerbaren-Energien-Branche auf.\r\nPositiv bewerten wir, dass mit dem Regulierungsvorschlag ein Regelwerk geschaffen werden soll, dass es vor allem kleineren Akteuren und Verbraucherinnen und Verbrauchern erleichtern könnte, sich aktiver an der Energiewende zu beteiligen. Gut ist außerdem, dass risikoreiche Verpflichtun-gen für den Ergänzungsstromlieferanten wieder aus dem Kabinettsentwurf vom 13.11.24 gestri-chen wurden. Weiterhin begrüßen wir, dass der Gesetzgeber nun in Abs. 1 ermöglicht, dass auch Genossenschaften Betreiber der Anlagen zur gemeinsamen Nutzung von Strom sein kön-nen. \r\nUngeachtet dessen kann der vorliegende Entwurf aus unserer Sicht erst der Anfang sein. Der Gesetzgeber gesteht in der Gesetzeserläuterung selbst ein, dass der vorliegende Regulierungs-rahmen noch nicht für ein massentaugliches Geschäftsmodell taugt. Zu viele Fragen, Prozesse und Umsetzungsschritte lässt der Entwurf offen.\r\nFolgende Verbesserungsmöglichkeiten sehen wir, um dem Modell wirklich weiter zu helfen:\r\n•\tWir halten die enge Fokussierung des regionalen Radius auf das Bilanzierungsgebiet des Netzbetreibers für nicht zielführend. Wir empfehlen, sich beim regionalen Radius an dem Eckpunktevorschlag  eines Bündnisses von Akteuren aus der Erneuerbaren- und Bürger-energiebranche zu orientieren. Demnach erscheint uns ein 50-KM-Radius zielführender, da hier unmittelbar an existierende Verwaltungsprozesse und Informationsaustauschfor-mate des Regionalnachweisregisters angedockt werden kann. Dies erleichtert die Um-setzung.\r\n•\tDie im Kabinettsentwurf vom 13.11.24 vorgesehen Umstellung bei Energy-Sharing auf einen RLM-Zähler statt ein iMSys lehnen wir entschieden ab. Dies würde die Umset-zungskosten für Energy-Sharing-Projekt unnötig in die Höhe treiben und voraussichtlich die Unwirtschaftlichkeit des Modells bedeuten. Vor dem Hintergrund des nach wie vor sehr schleppenden und in Deutschland sehr teuren Rollouts intelligenter Messsystem empfehlen wir stattdessen, dass Energy Sharing als Pflichteinbaufall im Messstellenbe-triebsgesetz (MsbG) mit aufzunehmen ist. Dadurch kann sichergestellt werden, dass die Teilnahmevoraussetzung für interessierte Kundinnen und Kunden am Energy Sharing nicht zu einer Hängepartie wird. \r\n•\tDer Gesetzgeber will insbesondere über die Ausnahmetatbestände bei den Lieferanten-pflichten die Attraktivität des Modells steigern. Wir empfehlen dem Gesetzgeber hier wei-ter zu gehen als er dies bislang getan hat und insbesondere mehr Konstellationen zuzu-lassen. Wir sehen insbesondere in der Anhebung der De-minimis-Schwelle auf 2 MW bei den Ausnahmen von den Lieferantenpflichten einen möglichen Schritt, um die Attraktivi-tät für Energy Sharing zu erhöhen. Sollte dies nicht möglich sein, so sollte zumindest ermöglicht werden, dass mehr als eine Anlage teilnehmen darf, solange die Maximal-schwelle von 30 kW bzw. 100 kW nach Abs. 7 nicht überschritten wird. Ebenso halten wir die Teilnahme von Gewerbeeinheiten am Energy Sharing für denkbar, um das Modell schneller in die Breite zu bringen. In jedem Fall sollte im Gesetz eine Klarstellung erfol-gen, dass im Falle der Einspeisung von Überschussstrommengen aus den Energy-Sharing-Anlagen auch weiterhin die Marktprämie in Anspruch genommen werden kann.\r\n•\tIm Zuge der weiteren Befassung mit Energy Sharing ist es aus unserer Sicht dringend geboten, ergänzend oder alternativ zu den vereinfachten Lieferantenpflichten andere Op-tionen zu prüfen, wie die Attraktivität des Energy-Sharing-Modells gesteigert werden kann. Wir halten nach wie vor den Weg über eine ergänzende Energy-Sharing-Prämie für eine Option, wie sie von dem o.g. Verbändebündnis skizziert wurde. Für denkbar halten wir auch eine vertretbare Absenkung der Stromnebenkosten. Wenn Energy Sharing zum Beispiel aufgrund eines hohen gleichzeitigen Verbrauchs lokal produzierter Strommengen nachweislich über eine positive, netzentlastende Wirkung verfügt, dann sollten in diesem Fall auch verminderte Netznutzungsentgelte gewährt werden. Eine derartige Regelung gilt seit vielen Jahren beim Betrieb von Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen und wir sehen hier durchaus Parallelen.\r\n\r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\n6. die Strombezugsmengen jedes mitnutzenden Letztverbrauchers sowie die Erzeu-gungsmenge der Anlage viertelstündlich gemessen werden können.\r\n6. der Strombezug wird an jeder belieferten Verbrauchsstelle mit einer viertelstündlichen registrierenden Leistungsmessung erfasst und  \r\n7. die in der Anlage erzeugte oder gespeicherte Elektrizität wird mit einer viertelstündli-chen registrierenden Leistungsmessung erfasst.\r\n\r\n3. Anmerkungen Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) \r\nBetriebskostenzuschuss und Preisobergrenzen für den Rollout iMSys (§30 MsbG)\r\nIn § 30 MsbG werden Preisobergrenzen für den Smart Meter Rollout angepasst bzw. erhöht. Dies geschieht mit dem Ziel, die Wirtschaftlichkeit des Rollouts zu verbessern.\r\nDie EWS empfehlen nach wie vor, dass statt der Kostenwälzung über die Netzentgelte, es aus unserer Sicht sinnvoller wäre, wenn Messstellenbetreiber über einen befristeten Zeitraum einen sukzessive abschmelzenden Betriebskostenzuschuss für den Einbau eines iMSys erhalten wür-den. Dies wäre aus unserer Sicht effizienter und würde die Netzentgelte entlasten.\r\nJedoch halten wir die in § 30 Abs. 3 vorgeschlagenen POG in den optionalen Einbaufällen sowie die zusätzliche Besteller-POG für unzureichend. Es ist zu erwarten, dass die vorgesehenen Preis-obergrenzen den tatsächlichen Marktanforderungen nicht gerecht werden, insbesondere in einem Umfeld steigender Kosten und technologischer Anforderungen. Hier sollte nachgesteuert werden, um eine ausreichende Wirtschaftlichkeit sicherzustellen.\r\n\r\n4. Anmerkungen EEG-Änderungen\r\nNeuberechnung der Strommengen bei der kommunalen Abgabe (§ 6 Abs. 2 EEG):\r\nDie EWS begrüßen, dass hier zukünftig auf die tatsächlich erzeugten Strommengen abgestellt wird. Insbesondere positiv ist, dass nicht mehr auf fiktive Strommengen abgestellt wird. Im weite-ren Gesetzesprozess sollte noch darauf geachtet werden, dass Regeln eingeführt werden, die den Prozess der Rückzahlung durch die verantwortlichen Netzbetreiber wesentlich beschleunigt. Auch fordern wir weiterhin, dass Anlagen außerhalb der EEG-Förderung ebenfalls von dieser Regelung profitieren können.\r\n\r\n\r\nVereinfachungen bei Netzanschlussbegehren (§ 8 Abs. 8-11 EEG i.V.m. § 17a EnWG):\r\nInsbesondere mit Blick auf den stark anziehenden Ausbau bei den PV-Anlagen stoßen die aktuel-len Regeln zum Netzanschlussbegehren und zur Kapazitätsreservierung an ihre Grenzen. Netzbe-treiber kommen im aktuellen System teilweise nicht mehr mit der Bearbeitung der neu anzu-schließenden Anlagen hinterher. Wir begrüßen daher die vorgeschlagenen Änderungen bei den Netzanschlussbegehren. Es darf dabei aber nicht dazu führen, dass der Ausbau Erneuerbarer Anlagen durch neue Vergabeverfahren eingeschränkt wird. Wir erhoffen uns, dass dadurch mehr Transparenz, Vergleichbarkeit und Beschleunigung der Prozesse geschaffen wird. \r\n\r\nEffizientere Prozesse zur Kapazitätsreservierung (§ 8a EEG):\r\nDie EWS begrüßen die vorgeschlagene Regelung, zur Schaffung von mehr Ordnung in den Pro-zessen zur Kapazitätsreservierung. Allerdings besteht aus unserer Sicht noch Änderungsbedarf. Es ist nachvollziehbar, dass eine Kapazität nicht zu lange reserviert werden sollte, um Missbrauch zu verhindern. Allerdings spiegelt das Minimum von sechs Monate Reservierungsmöglichkeit nicht die Realitäten insbesondere im Bereich der Windenergie von teilweise 2-4 Jahren Genehmi-gungsplanung/-verfahren wider. \r\nAuch erscheint unklar, welche konkreten Dokumente zum Nachweis des Projektfortschritts ein-gereicht werden können. Diese wichtige Entscheidung sollte nicht ausschließlich der BNetzA im weiteren Prozess überlassen werden. \r\nVorschläge für eine Gesetzesanpassung:\r\n1. die Dauer der Reservierungsabschnitte, wobei ein Abschnitt jeweils auf eine Dauer zwischen sechs Monaten ein und zwei Jahren zu befristen ist,\r\n2. geeignete Nachweise zum Projektfortschritt, wozu unter anderem Gutachteraufträge und Nachweise der Genehmigungsbehörden zählen müssen, die durch Anschlussbe-gehrende für die Erlangung einer Reservierung sowie für Verlängerungen der Reservie-rung in weiteren Reservierungsabschnitten beim Netzbetreiber einzureichen sind,\r\n\r\nFlexible Netzanschlussvereinbarungen (§ 8f EEG):\r\nDie EWS begrüßen, dass durch den Regelungsvorschlag erste Schritte Richtung BEE-Vorschlags einer NVP-Überbauung unternommen worden sind und hier die Möglichkeit des Abschlusses flexibler Netzanschlussvereinbarungen für EE-Anlagen und am gleichen NVP angeschlossener Stromspeicher geschaffen werden. Die Regelung sollte aber dringend weiterentwickelt werden, so dass Anlagenbetreiber immer das Recht zur NVP-Überbauung eingeräumt wird. Wir schließen uns daher den BEE-Anpassungsvorschlägen aus deren Stellungnahme zum Gesetzesvorhaben an. \r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\n(2) In der flexiblen Netzanschlussvereinbarung sind insbesondere Regelungen zu treffen…\r\n(neu) 7. Messkonzept zur Ermittlung der Einspeisungsmengen im Kontext unterschiedli-cher verwendender Erzeugungstechnologien am gemeinsamen Netzverknüpfungspunkt\r\n\r\n(neu) Abs. 4. Bei Teilabbau oder Stilllegung von Anlagen (Bestand) kann der hinzukom-mende Anlagenbetreiber dessen Einspeiseleistung auch weiterhin nutzen.\r\n(neu) Abs. 5. Der Netzbetreiber muss dem Anlagenbetreiber Informationen über bereits bestehende naheliegende NVP, deren Netzkapazität, installierte Nennleistung und ange-schlossene Erzeugungstechnologie, sowie angeschlossenen Anlagenbetreiber zur Verfü-gung in dem Maße zur Verfügung stellen, sodass eine Anfrage zur gemeinsamen Nut-zung der anliegenden Anschlussleistung möglich wird.\r\n\r\nReduzierung der maximalen Wirkeinspeiseleistung bis zum iMSys-Einbau (§ 9 EEG):\r\nDie EWS kritisieren, dass bei Kleinanlagen zwischen 2 kW und 100 kW die maximale Wirkein-speiseleistung laut Kabinettsentwurf auf 50 Prozent reduziert werden soll. Unseren Erfahrungen nach sind bei neuen PV-Anlagen im privaten Bereich Speicheranlagen, Energiemanagementsys-temen sowie iMSys Standard. Es ist daher unklar, wieso eine so starke Begrenzung notwendig ist, wenn der fehlende iMSys-Einbau nicht in der Hand des Anlagenbetreibers liegt. Unseren Kenntnissen nach bedeutet der aktuelle Vorschlag einen Verlust von ca. 11 Prozent der erzeug-ten Jahresenergie einer PV-Anlage. Dies beeinträchtigt die Wirtschaftlichkeit dieser Anlagen maß-geblich. Wenn der Gesetzgeber hier aus netztechnischen Gründen intervenieren muss, dann empfehlen wir hier maximal eine 70-Prozent-Regelung PV-Einspeisespitzen sinnvoll zu begren-zen. Dies würde nach unserer Einschätzung lediglich einem Verlust von ca. 2 Prozent der erzeug-ten Jahresenergie dieser Anlagen führen. Die 70-Prozent-Regelung hat sich zudem bereits vor der Energiekrise als übergangsweise Standard bewährt.\r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\nb) soweit es sich um Anlagen handelt, die der Einspeisevergütung oder dem Mieter-stromzuschlag nach § 19 Absatz 1 Nummer 2 oder Nummer 3 zugeordnet sind, am Ver-knüpfungspunkt ihrer Anlage mit dem Netz die maximale Wirkleistungseinspeisung auf 70 Prozent der installierten Leistung begrenzen, oder\r\n3. Anlagen, die der Einspeisevergütung oder dem Mieterstromzuschlag nach § 19 Absatz 1 Nummer 2 oder Nummer 3 zugeordnet sind, oder KWK-Anlagen jeweils mit einer in-stallierten Leistung von mehr als 2 Kilowatt und weniger als 25 Kilowatt am Verknüp-fungspunkt der Anlagen mit dem Netz die maximale Wirkleistungseinspeisung auf 70 Prozent der installierten Leistung begrenzen. \r\n\r\nAbsenkung der Steuerungspflicht (§ 9 EEG):\r\nDie EWS halten eine ausnahmslos verpflichtende Absenkung der Steuerungspflicht für nicht ziel-führend. Der bne hat in seiner Stellungnahme zum Referentenentwurf richtigerweise vorgerechnet, dass eine 2-kW-Anlage in der Einspeisevergütung bei einer 60 prozentigen Eigenverbrauchsquote nur ca. 45 EUR/Jahr EEG-Vergütung erhält. Da die aktuell noch hohen Kosten für Steuerungs- und Messtechnik (150 EUR) diese Vergütung übersteigen, würden bei einer ausnahmslosen Ab-senkung der Steuerungsschwelle zukünftige PV-Anlagen in diesem Segment in die Unwirtschaft-lichkeit getrieben. Wir schließen uns der bne-Forderung im Grundsatz an, die Steuerungspflicht in einem ersten Schritt lediglich auf 7 kW abzusenken und für sehr kleine Anlagen unter 7 kW die Option zu eröffnen, eine Nulleinspeisung zu erklären und nachzuweisen.\r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\nAustausch aller Textstellen von „2 Kilowatt“ und „2 kW“ durch „7 Kilowatt“ respektive „7 kW“.\r\n\r\nSchrittweise Absenkung der Direktvermarktungsschwelle (§ 21 EEG):\r\nDie EWS halten den Übergang von neuen Kleinanlagen in die Direktvermarktung für grundsätzlich sinnvoll und erachten daher die schrittweise Absenkung der Direktvermarktungsschwelle von aktu-ell 100 kW auf 25 kW mit Zwischenstationen 90 kW (ab 1.1.26) und 75 kW (ab 1.1.27) für zielfüh-rend. \r\nGleichwohl macht diese Herabsenkung der Direktvermarktungspflicht nur Sinn, sofern flankierend die Rahmenbedingungen zur Vermarktung von EE-Strom aus neuen Kleinanlagen zügig vereinfacht werden. Zwingend ist zum Beispiel die wesentlich schnellere, kostengünstigere und verlässliche Ausstattung von neuen Kleinanlagen mit iMSys. Es muss insbesondere eine effiziente Steuerbar-keit der Anlagen sowie eine effiziente Überführung der Anlagen in die Direktvermarktung möglich sein. Des Weiteren empfehlen wir die Vereinfachung und Reduzierung der Prozesse und Kosten für die Registrierung von neuen und alten Kleinanalgen unter 50 kW Nennleistung im Herkunftsnach-weisregister. Der Erwerb der Grünstromqualität von Strom aus Kleinanlagen kann eine zusätzliche Option zur Stärkung der Wirtschaftlichkeit für Kleinanlagen sein und sollte daher auch flankierend zur Vereinfachung der Direktvermarktung bei Kleinanlagen im Blick behalten werden. Des Weiteren teilen wir die Einschätzung des bne, dass es kurzfristig zielführend sein kann, die für die Einbin-dung von Kleinanlagen in die Direktvermarktung bestehenden MaKo-Prozesse durch ambitionierte Fristsetzungen und Pönalen bei Nichteinhaltung gegenüber Netzbetreibern zu stärken. Ebenso sollten Zahlungsvorgänge vereinfacht werden, z. B. durch die Umstellung auf eine elektronische Rechnungsstellung.\r\n\r\nEinschränkung beim Wechsel der Vermarktungsformen (§ 21b EEG):\r\nDurch diesen Regelungsvorschlag soll eine EE-Anlage, die bereits mindestens einmal der Markt-prämie oder der sonstigen Direktvermarktung zugeordnet war, nicht mehr in die Einspeisevergü-tung zurück wechseln können. Aus Sicht der EWS sorgt diese Regelung dafür, dass die Marktin-tegration von EE-Anlagen erschwert wird – dies kann nicht im Sinne des Gesetzgebers sein. Kon-kret würde die Regelung dazu führen, dass Anlagenbetreiber aus Sorge, nicht wieder in das Ein-speisevergütungs-Modell zurückwechseln zu können, gar nicht erst auf die anderen möglichen Geschäftsmodelle umsteigen. Dies würde Geschäftsmodelle wie PPA massiv begrenzen, da diese in der Praxis heutzutage fast immer über kürzere Laufzeiten als den kompletten Vergütungszeit-raum abgeschlossen werden. Wir empfehlen daher die Regelung ersatzlos zu streichen.\r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\nbb) Folgender Satz wird angefügt:\r\n„Eine Anlage kann nicht aufgrund des § 21 Absatz 1 Satz 4 der Einspeisevergütung zuge-ordnet werden, wenn sie bereits mindestens einmal der Marktprämie oder der sonstigen Direktvermarktung zugeordnet war.“\r\n\r\nKeine Förderung in Zeiten negativer Börsenstrompreise (§ 51 EEG):\r\nDie neue Regelung sieht eine Verringerung des anzulegenden Wertes für Anlagen auf 0 in Zeiten negativer Strombörsenpreise vor. Gleichzeitig wird geregelt, dass diese Zeiten im Anschluss des regulären Förderzeitraums addiert wird. Für Anlagen zwischen 2 kW und 100 kW soll die Regelung erst greifen, sobald ein iMSys installiert worden ist. Wir haben bereits in unserer ersten Stellung-nahme vom 10.09.24 zur vorliegenden Gesetzesnovelle davor gewarnt, dass eine sehr kurzfristige Maßnahme zum Förderstopp neuer EE-Anlagen ab dem 01.01.25 bei negativen Preisen nach § 51 EEG zur Verunsicherung in der Branche bis hin zum Abbruch von der in der Entwicklung befindli-chen Investitionsvorhaben in EE-Projekte führen. Es ist zumindest begrüßenswerte, dass der Ge-setzgeber eine temporäre Ausnahme für kleinere EE-Anlagen und eine Ergänzung der entfallenen Stunde an das Ende des Förderzeitraums addiert vorsieht. Dennoch sollte aus Gründen des Inves-titionsschutzes eine längere Frist eingeräumt werden. Wir halten daher eine Einführung ab dem 01.01.27 für realistisch.\r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\n(1) Ab dem 1. Januar 2027 für Zeiträume, in denen der Spotmarktpreis negativ ist, verrin-gert sich der anzulegen Wert auf null.\r\n\r\nRegelungen zur flexibleren Speichernutzung (§ 85d EEG):\r\nDie EWS bewerten die Ermächtigung der Bundesnetzagentur, Festlegungen zur flexibleren Spei-chernutzung zu treffen (u.a. zur besseren Bestimmung erforderlicher Messwerte zur Abgrenzung von Grün- mit Graustrommengen), positiv. Diese Festlegungen soll die BNetzA bis zum 30.06.26 treffen. Insofern eine richtige Ausgestaltung der Rahmenbedingungen erfolgt, kann sich dies posi-tiv auf den Speicherausbau und die Nutzung von Speichern als Flexibilitäten im Stromnetz auswir-ken. Daher sollte dies aus unserer Sicht noch früher passieren, damit die Maßnahmen zeitnaher ihre Wirkung entfalten können. Wir schlagen eine Frist bis 31.12.25 vor. \r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\nFestlegungen nach Satz 1 Nummer 1 und 2 trifft die Bundesnetzagentur erstmalig bis zum Ablauf des 31. Dezember 2025.“\r\n\r\nRechtsverordnungen für neue BMWK-Befugnisse (§ 94 EEG):\r\nFür die EWS ist nicht nachvollziehbar, warum das BMWK zukünftig durch eine Rechtsverordnung regeln können soll, dass in näher zu bestimmenden Zeitfenstern, insbesondere in Mittagstunden an Wochenenden und Feiertagen, kein Strom in ein Netz eingespeist werden darf. Diese Regulie-rungsermächtigung wirft viele Fragezeichen auf. Aus dem Wortlaut wird nicht ganz klar, was mit einem Netz gemeint ist? Ist damit ein Netz nach Spannungsebene oder nach organisatorischer Zuständigkeit eines Netzbetreibers oder das gesamte deutsche Stromnetz gemeint? Aus unserer Sicht wäre letzteres ein zu tiefgehender staatlicher Eingriff in das Marktgeschehen. Auch ist die Regelung in Absatz 2 nicht nachvollziehbar. Es gibt in Deutschland ein etabliertes Redispatch-System, welches Vorgaben zur Abregelung und Entschädigung von Erzeugungsanlagen ab 100 kW vorgibt. Die vorgeschlagene Maßnahme würde ÜNB die Möglichkeit geben, das etablierte Sys-tem völlig zu umgehen. Wenn das die Intention des Gesetzgebers an dieser Stelle ist, sollte das Redispatch-System in seiner Gesamtheit abgeschafft oder zumindest überarbeitet werden. Alles in allem wirken die vorgeschlagenen Maßnahmen unüberlegt und die Formulierungen unausgegoren. Sie sollten daher komplett gestrichen werden.\r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\n(1) dass in näher zu bestimmenden Zeitfenstern, insbesondere in Mittagsstunden an\r\nWochenenden und Feiertagen, kein Strom in ein Netz eingespeist werden darf,\r\n(2) dass Übertragungsnetzbetreiber aufgrund von Gefahren für die Sicherheit oder\r\nZuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems die Einspeisung von Strom in\r\nein Netz für bestimmte Zeiträume auf einen Anteil der Wirkleistungseinspeisung\r\nzwischen null und 100 Prozent begrenzen können,"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nSchönau, den 21.10.2024\r\nRückmeldung zu Eckpunkten für ein Kraftwerkssicherheitsgesetz (KWSG) zur Umsetzung der Kraft-werksstrategie\r\nDie EWS empfehlen zur Verbesserung der Eckpunkte:\r\n•\tBerücksichtigung klimafreundlicher Flexibilitätspotenziale und de-zentraler Erzeugungsanlagen für Versorgungssicherheit\r\n•\tZukunftsfeste Ausgestaltung der Ausschreibung von Langzeitstrom-speichern\r\n•\tVerwendung von Steuergeldern für Zukunftstechnologien statt für Stranded Assets\r\n•\tSchaffung von Anreizen über systemdienliche Standorte und lokale Signale\r\n•\tStärkere Berücksichtigung von Erneuerbaren und Flexibilität im Übergang – Spitzenpreishedging statt Kapazitätsmarkt\r\n \r\nEinleitung\r\nDie EWS setzen sich für eine 100 Prozent erneuerbare und bürgernahe Energieversorgung ein. Um Versorgungssicherheit zu gewährleisten und das Stromnetz bzw. Stromsystem stabil zu hal-ten, müssen im Stromsystem zu jeder Zeit Angebot und Nachfrage ausgeglichen werden. Diese Rolle haben in der Vergangenheit vor allem thermische Kraftwerke (bspw. Kohlekraftwerke) über-nommen. Aus Klimaschutz- und betriebswirtschaftlichen Gründen werden diese nach und nach abgeschaltet. Zusätzlich werden fluktuierende Erneuerbare stark ausgebaut, um den Strombedarf zu decken. Diese Situation stellt neu Anforderungen an die Versorgungssicherheit, da zunächst weniger steuerbare Stromerzeuger bereitstehen bzw. Erneuerbare Energien je nach Wetterbedin-gungen einspeisen. Versorgungssicherheit muss aber selbstverständlich zu jedem Zeitpunkt im Jahr gewährleistet werden.\r\nDer Fokus der Bundesregierung lag bislang darauf den Energy-Only-Markt zu stärken, u.a. um unnötige Kosten für Staat und Verbraucher:innen zu vermeiden und Investitionsanreize aus dem Markt zu stärken. Während der Energiepreiskrise wurde die Notwendigkeit gesehen politisch in den Markt einzugreifen, um Verbraucher:innen vor sehr hohen finanziellen Belastungen zu schüt-zen. Jedoch wurde potenziellen Investoren hierdurch deutlich, dass es auch in Zukunft bei Preis-spitzen zu politischen Eingriffen in den Markt kommen kann, was die Unsicherheit für Investitionen in Kraftwerke bzw. steuerbare Kapazitäten, die für ihre Refinanzierung über den Energy-Only-Markt auf zum Teil hohe Preisspitzen in einzelnen Viertelstunden angewiesen sind, weiter erhöht.\r\nEckpunkte KWSG\r\nNach längeren Diskussionen hat sich die Bundesregierung Anfang Juli 2024 auf Eckpunkte zur Kraftwerksstrategie bzw. zum Kraftwerkssicherheitsgesetz geeinigt. Der Beschluss zielt darauf ab neue Gaskraftwerkskapazitäten in den Strommarkt zu bringen, mit dem Ziel Versorgungssicherheit zu stärken. Am 11.09.2024 hat das BMWK die Konsultationsdokumente zur Umsetzung dieser Einigung veröffentlicht. Im Vorgriff auf einen umfassenden Kapazitätsmechanismus will der Bund insgesamt 12,5 GW an Kraftwerkskapazität und 500 MW an Langzeitspeichern ausschreiben. Hierzu sind mehrere Ausschreibungen geplant, die ersten sollen bereits 2025 erfolgen. Die Aus-schreibungen sollen in vier Segmente unterteilt durchgeführt werden (Neubau und Umrüstung von H2-ready-Gaskraftwerken, Sprinterkraftwerke, Langzeitstromspeicher und Erdgas-Kraftwerken ohne konkrete Vorgaben zur späteren Dekarbonisierung).\r\n•\tZunächst sollen gestaffelte Ausschreibungen für insgesamt fünf Gigawatt (GW) an neuen H2-ready-Anlagen durchgeführt werden.\r\n•\tDer Bund plant zudem, die Umrüstung bestehender Gaskraftwerke auf einen möglichen Wasserstoffbetrieb im Umfang von 2 GW zu unterstützen, wofür es eine separate Aus-schreibung geben soll.\r\n•\tZusätzlich wird eine Förderung für 500 Megawatt (MW) an sogenannten Sprinteranlagen bereitgestellt, die sofort mit Wasserstoff betrieben werden sollen, sowie eine Tranche von 500 MW für Langzeitstromspeicher. \r\n•\tZusätzlich sind Ausschreibungen über 5 GW neuer Gaskraftwerke vorgesehen. Alle aus-geschriebenen Kraftwerke sollen ab 2028, unter Ausschluss von Doppelförderungen, in den geplanten Kapazitätsmechanismus integriert werden.\r\n•\tEs wurde das Ziel ausgegeben, dass zwei Drittel der Ausschreibungsmenge im „netztech-nischen Süden“ bezuschlagt werden soll, u.a. soll es einen „Südbonus“ von 200 bis 300 Euro/kW installierter Leistung geben.  \r\n\r\nAnpassungsvorschläge \r\nDie EWS kritisieren die vorgelegten Eckpunkte zur Ausgestaltung als bürokratisch, teuer und ein-seitig. Aus Sicht der EWS ist es wichtig hinsichtlich Versorgungssicherheit und Integration Erneu-erbarer Energien eine umfassende Strategie zu entwickeln und nicht einseitig auf thermische Großkraftwerke zu setzen. Es sollte insbesondere ein möglichst breites Portfolio an Flexibilitätsop-tionen genutzt werden, um schnell ein klimaneutrales Stromsystem auf Basis Erneuerbarer entwi-ckeln zu können und Transformationskosten zu minimieren. Vor diesem Hintergrund sehen wir grundsätzlichen Anpassungsbedarf, den wir nachfolgend benennen.\r\n\r\nBerücksichtigung klimafreundlicher Flexibilitätspotenziale und dezentraler Erzeugungsanlagen für Versorgungssicherheit\r\nEine staatliche Förderung von reinen Erdgaskraftwerken lehnen wir entschieden ab. Die Kraftwerke sollten von Beginn an mit grünem Wasserstoff, Biomethan oder Biogas betrieben und die Förde-rung entsprechend ausgestaltet werden. \r\nSowohl bei den Ausschreibungen als auch bei dem geplanten Kapazitätsmechanismus sollten im Sinne der Kosteneffizienz, der dauerhaften Versorgungssicherheit, der Klimaneutralität und der Resilienz alle verfügbaren klimafreundlichen Flexibilitätspotenziale berücksichtigt werden, das be-deutet sowohl Bioenergie, Wasserkraft, Geothermie, als auch grüne Kraft-Wärme-Kopplung, Spei-cher, Verbrauchs-Flexibilisierung und Power-to-X. Bspw. kann durch die Flexibilisierung des Bio-gasanlagenbestands eine relevante Größenordnung an flexibler Leistung bereitgestellt werden.\r\nEs stellt sich die Frage, ob die Förderung von Biogas- und KWK-Anlagen in das Kraftwerkssicher-heitsgesetz bzw. in einen Kapazitätsmechanismus überführt werden sollen, um bürokratischen Aufwand und Kosten zu reduzieren. So oder so sollte die Förderung von konventioneller Gas-KWK umgehend heruntergefahren und auf klimaneutrale Brennstoffe (bspw. Biogas) umgestellt werden.\r\n\r\nZukunftsfeste Ausgestaltung der Ausschreibung von Langzeitstromspeichern\r\nEs sollte bei den Ausschreibungen zu den (elektrischen) Langzeitspeichern sichergestellt werden, dass die ausgeschriebenen Speicher so dimensioniert sein können, dass sie neben der Dauerbe-lastbarkeit über 72h auch kurzfristige Spitzenleistung erbringen, ohne dabei Einschränkungen bei der Dauerbelastbarkeit vorzuweisen. Um die staatliche Förderung möglichst gering zu halten, soll-ten die ausgeschriebenen Speicher auch wirtschaftlich betrieben werden können und dem Markt auch für kurzfristige Verfügbarkeit z.B. zur Spitzenlastglättung zur Verfügung stehen. Aus unserer Sicht ist daher wichtig zu klären, ob die Netto-Nennleistung auf die Spitzenleistung oder die Dau-erleistung des Langzeitspeichers abzielt.  \r\nAn dieser Stelle ist unklar, warum sich die Bundesregierung auf 500 MW Langzeitstromspeicher geeinigt hat. Der Wert erscheint willkürlich. Die EWS geht davon aus, dass eine deutlich höhere Kapazität sinnvoll ist. Eine Erhöhung der Langzeitspeicherkapazitäten sollte geprüft werden.\r\n\r\nVerwendung von Steuergeldern für Zukunftstechnologien statt für Stranded Assets\r\nDie EWS kritisieren die angestrebte Nutzung von Wasserstoff aller Farben. In neuen Kraftwerken, die mit Steuergeldern gefördert werden, sollte ausschließlich grüner Wasserstoff, Biogas oder Bi-omethan zum Einsatz kommen, um Stranded Assets zu vermeiden. \r\nDie EWS äußern Kritik an der Aufnahme von Erdgas- Carbon Capture and Storage (CCS) in die Carbon Management Strategie, wie sie vom Bundeskabinett beschlossen wurde. Aktuell wird die Strategie im Bundestag diskutiert. Die EWS sehen die Gefahr, dass aktuelle Investitionen in CCS-Anlagen noch über Jahrzehnte genutzt werden könnten, was langfristige Abhängigkeiten von fos-silen Brennstoffen schafft und die Energiewende verzögert. Zudem warnen die EWS, dass die Förderung von CCS-Technologien die notwendigen Investitionen in erneuerbare Energien und Energieeffizienz behindern könnte. \r\nSchaffung von Anreizen über systemdienliche Standorte und lokale Signale\r\nErgänzend zum Betrieb von steuerbaren Kapazitäten an systemdienlichen Standorten sollte die Einführung lokaler Preise schnellstmöglich umgesetzt werden. In einem ersten Schritt sollten sta-tisch-zeitvariable Netzentgelte eingeführt werden. Zeitvariable Netzentgelte (ZvN) geben einen effi-zienten Anreiz zum systemdienlichen Stromverbrauch und sind in den meisten europäischen Län-dern bereits üblich. Darüber hinaus halten wir eine Prüfung der Anpassung der einheitlichen Ge-botszone für notwendig. Ein veränderter Gebotszonenzuschnitt kann über Stärkung lokaler Preis-signale dazu beitragen, dass Kapazitäten an systemdienlichen Standorten bereitgestellt werden.\r\n\r\nStärkere Berücksichtigung von Erneuerbaren und Flexibilität im Übergang – Spitzenpreis-hedging statt Kapazitätsmarkt\r\nZusätzlich sieht das BMWK die geplante Verzahnung der Ausschreibungen mit einem ab 2028 operativen Kapazitätsmechanismus als einen wichtigen Bestandteil für die Investitionssicherheit. Aus diesem Grund sollte die genaue Ausgestaltung eines Kapazitätsmechanismus spätestens zu Beginn der Ausschreibungen im Rahmen des Kraftwerkssicherheitsgesetzes vorliegen, damit die Marktakteure zeitnah Planungssicherheit bekommen.\r\nAngesichts der sich verändernden Energiemärkte und der wachsenden Anforderungen an die Ver-sorgungssicherheit sollte die Nachfrage nach und Bereitstellung von gesicherter Leistung flexibel möglich sein, um jederzeit auf neue Technologien, Marktentwicklungen und regulatorische Anfor-derungen reagieren zu können. Es sollte sich daher um einen marktlichen Mechanismus handeln, der Wettbewerbsverzerrungen vermeidet. Hier sehen wir die Stärke von Spitzenpreishedging .\r\nDie EWS halten die Einführung eines Kapazitätsmechanismus grundsätzlich für risikobehaftet und kostenintensiv. Diese Gefahr sehen wir sowohl bei einem kombinierten, aber insbesondere bei der Einführung eines zentralen Kapazitätsmarktes. Wir befürchten, dass dadurch Fehlanreize entste-hen, die zu Externalitäten und politischen Eingriffen führen könnten. Ein zentraler Kapazitätsme-chanismsus erfordert eine hohe Regulierungstiefe und damit indirekt auch Vorfestlegungen auf bestimmte Technologien, was den Wettbewerb verzerrt und Innovationen schwächt. Zudem verur-sacht er Kosten, die entweder durch den Staat oder über eine Umlage von den Stromkunden ge-tragen werden müssen. Insbesondere Letzteres lehnen wir entschieden ab. Eine weitere Umlage auf Strom würde diesen gegenüber anderen Energieträgern sogar noch weiter verteuern und damit Sektorenkopplung und Klimaschutz bspw. im Wärme- und Verkehrssektor schwächen.\r\nStatt über Dauersubventionen für fossile Kraftwerke zu diskutieren, sollten intelligente und markt-wirtschaftliche Anreize geschaffen werden, die auch dezentrale Erzeugungs-Anlagen, Speicher und flexible Lasten in die Versorgungssicherheit einbeziehen. Wir sehen hier insbesondere in der schnellstmöglichen Einführung des Spitzenpreishedgings einen ersten wichtigen Schritt.\r\n "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-10-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013661","regulatoryProjectTitle":"Empfehlungen für die nächste Bundesregierung mit Verbesserungsvorschlägen zur gegenwärtigen Energiepolitik","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/dd/ef/383585/Stellungnahme-Gutachten-SG2412120022.pdf","pdfPageCount":8,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Impulspapier\r\nSchönau, den 30.10.2024\r\nHandlungsempfehlungen für die kommende Bundesregierung\r\n\r\nDie EWS empfehlen der zukünftigen Bundesregierung:\r\n•\tFinanzierung absichern mit effizienten Anreizen und weniger Subventionen \r\n•\tErneuerbare schneller ausbauen und Energieeffizienz stärken\r\n•\tKlimaschutzpotenziale heben im Wärme- und Verkehrssektor\r\n•\tFlexibilität und Netzinfrastruktur nutzen für den Übergang in das klimaneutrale Energiesystem\r\n \r\nEinleitung \r\nDie EWS setzen sich für eine bürgernahe und 100 Prozent Erneuerbare Energieversorgung ein. Wir begrüßen, dass die aktuelle Bundesregierung („Ampel-Koalition“) trotz der Bewältigung schwerer Krisen vor allem im Stromsystem wichtige Weichenstellungen für den Ausbau Erneuerbarer Energien vorgenommen hat. Auch in anderen Bereichen, bspw. dem Wärmesektor, erfolgten bereits wichtige Schritte, über die der Anteil Erneuerbarer Energien an der Wärmeversorgung gesteigert werden kann.\r\nDeutschland hat das Pariser-Klimaabkommen zur Begrenzung der Erderwärmung auf möglichst 1,5°C unterzeichnet. Um dieses Ziel zu erreichen, darf sich die kommende Bundesregierung nicht auf den Erfolgen der Vergangenheit ausruhen. Vielmehr sollte die künftige Bundesregierung die Herausforderungen entschlossen angehen und die sich auf dem Weg zur Klimaneutralität bietenden Chancen konsequent nutzen.\r\nDafür sind wichtige Zwischenetappen zu bewältigen. Nach aktueller Rechtslage sollen bis 2030 mindestens 80 Prozent des deutschen Bruttostromverbrauchs aus Erneuerbaren Energien bezogen werden. Dafür ist ein durchschnittlicher jährlicher Zubau von 22 GW installierter Leistung Photovoltaik (2023: 14,3 GW) und von 10 GW installierter Leistung Wind an Land (2023: 3,6 GW) notwendig. Ergänzend dazu braucht es insbesondere einen sinnvollen Einsatz der Bioenergie sowie einen beschleunigten, intelligenten Ausbau der Übertragungs- und Verteilnetze.\r\nAuch in Sachen Energieeffizienz kann und muss die nächste Bundesregierung noch viel ungenutztes Potenzial heben. Die gegenwärtigen Einsparbemühungen zur Senkung des Endenergieverbrauchs in Deutschland müssen verzehnfacht werden (von aktuell etwa 0,3 auf 3 Prozent jährlich), um das im Energieeffizienzgesetz gesetzte Einsparziel von knapp 30 Prozent Endenergie bis 2030 gegenüber 2008 zu erreichen. Dieses Ziel lässt sich nur erreichen, wenn Energieeffizienz künftig mit hoher Priorität verfolgt wird, denn die beste Kilowattstunde ist die, die nicht verbraucht und somit auch nicht bereitgestellt werden muss.\r\nAus Sicht der EWS ist das Strommarktdesign entscheidend für das Erreichen der Erneuerbaren-, Effizienz- und Klimaziele. Das aktuelle Design des Strommarktes kann wesentliche Anforderungen für ein dekarbonisiertes und transformiertes Stromsystem nicht erfüllen. Dazu gehören unter anderem die effiziente Bereitstellung von Flexibilität, die Gewährleistung der Versorgungssicherheit, die Finanzierung Erneuerbarer sowie Anreize für Sektorenkopplungstechnologien, um die Dekarbonisierung weiterer Sektoren wie Wärme und Verkehr zeitnah voranzutreiben.\r\nMit dem vorliegenden Impulspapier geben wir 10 Handlungsempfehlungen, entlang derer die kommende Bundesregierung auf die vorgenannten Herausforderungen eingehen sollte.\r\n\r\nEmpfehlungen an die zukünftige Bundesregierung \r\nFinanzierung absichern durch effiziente Anreize und weniger Subventionen\r\n1.\tErneuerbaren-Finanzierung verlässlich gestalten \r\n•\tDie EWS sehen in verlässlichen Finanzierungsbedingungen eine Grundvoraussetzung für ein hohes Erneuerbaren-Ausbautempo. Die Fördersystematik muss entsprechend planbar entlang der EU-Vorgaben auf ein System mit Rückzahlungsmechanismus umgestellt werden. Eventuelle Mehreinnahmen müssen unmittelbar den Verbraucherinnen und Verbrauchern zugutekommen. Eine Wechselmöglichkeit zwischen staatlichem Fördermechanismus und förderfreier Vermarktung sollte erhalten bleiben, um weiterhin kurzfristige, förderfreie PPA zu ermöglichen. Eine langfristige, förderfreie Vermarktung von Erneuerbaren Energien (EE) sollte zudem auch kleineren und mittelständischen Akteurinnen und Akteuren mehr und mehr ermöglicht werden, indem ein Bürgschaftsprogramm für PPA - wie z.B. in Frankreich - eingeführt wird.\r\n•\tAus Sicht der EWS ist der Übergang von neuen Photovoltaik (PV)-Kleinanlagen in die Direktvermarktung zielführend. Gleichwohl ergibt die schrittweise Herabsenkung von Direktvermarktungsgrenzen nur Sinn, sofern flankierend die Rahmenbedingungen zur Vermarktung von EE-Strom aus neuen PV-Kleinanlagen zügig vereinfacht werden. Zwingend ist hier zum Beispiel die wesentlich schnellere, bezahlbare und verlässliche Ausstattung von Kleinanlagen mit intelligenter Mess-, Steuer und Regelungstechnik. Des Weiteren empfehlen wir die Vereinfachung und Reduzierung der Prozesse und Kosten für die Registrierung von Kleinanlagen im Herkunftsnachweisregister, um auch die förderfreie Direktvermarktung mit Grünstromqualität attraktiver zu machen.\r\n2.\tKlimaschädliche Subventionen abbauen und Schuldenbremse reformieren \r\n•\tDie EWS fordern angesichts der aktuellen finanzpolitischen Herausforderungen eine zielführende Reform der Schuldenbremse, um die Finanzierung für den Übergang in eine klimaneutrale Wirtschaft langfristig zu sichern. Der Abbau klimaschädlicher Subventionen sollte dabei Bestandteil einer zukunftsorientierten Neustrukturierung des Bundeshaushalts sein. Dies würde nicht nur ermöglichen, mehr in die Dekarbonisierung und Transformation der Wirtschaft zu investieren, sondern auch Impulse für Innovationen zu setzen und den sozialen Ausgleich zu unterstützen. \r\n•\tDie EWS empfehlen die Förderung von konventioneller Gas-Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) im KWK-G umgehend herunterzufahren. Stattdessen muss die Förderung auf klimaneutrale Brennstoffe wie Biogas umgestellt werden, um den CO2-Ausstoß nachhaltig zu reduzieren. Dies trägt zur Stärkung der Energieunabhängigkeit und zur Sicherung bzw. Schaffung von Arbeitsplätzen in Europa bei.\r\n\r\n\r\n3.\tCO2-Preispfad ambitioniert ausgestalten und gerechte Kompensation einführen\r\n•\tDie EWS fordern einen ambitionierten, verlässlichen und steigenden Preispfad für CO2. Planungssicherheit und Verlässlichkeit sind Grundvoraussetzungen für einen zunehmend marktlich gesteuerten Ausbau Erneuerbarer Energien und dafür, dass Bürgerinnen und Bürger sowie Unternehmen auf klimaneutrale Lösungen und Technologien umsteigen. Um Preisschocks im Übergang aus dem nationalen BEHG in den europäischen ETS II zu vermeiden, ist eine frühzeitige Anhebung des nationalen CO2-Preispfads vor 2027 notwendig. \r\n•\tDie EWS befürworten die Einführung eines nationalen CO2-Mindestpreises sowohl für den ETS I als perspektivisch auch für den ETS II. Die Höhe des CO2-Mindestpreises sollte sich an den nationalen und europäischen Klimazielen in den entsprechenden Sektoren orientieren. \r\n•\tParallel zur Anhebung des nationalen CO2-Preises empfehlen die EWS die Einführung von Kompensationsmaßnahmen wie zum Beispiel einem sozial gestaffelten Klimageld. Die Schaffung eines staatlichen Direktauszahlungskanals kann auch als Vorsorgemaßnahme eines modernen und resilienten Staats für zukünftige Krisen betrachtet werden. Das Instrument der Energiepreisbremsen halten wir für diesen Zweck für nicht geeignet.\r\n•\tDie EWS fordern die Einführung eines Klima-Sozialplanes für Deutschland im Rahmen des ETS II. Damit können finanziell Benachteiligte und besonders betroffene Gruppen identifiziert und befähigt werden, sich von fossilen Energiequellen unabhängiger zu machen und Energiekosten einzusparen. \r\nErneuerbare schneller ausbauen und Energieeffizienz stärken\r\n4.\tBürgerenergie stärken für einen beschleunigten Erneuerbaren-Ausbau\r\n•\tDie EWS fordern, das Potenzial der Bürgerenergie für einen schnelleren Erneuerbaren-Ausbau stärker auszuschöpfen. Mehr als die Hälfte des Stroms in Deutschland wurde in 2024 aus Erneuerbaren-Anlagen bereitgestellt. Der dahinterliegende Ausbau von Erneuerbare-Energien-Anlagen wurde zu einem großen Teil von Bürgerinnen und Bürgern gestemmt, ob privat oder gemeinschaftlich, auf dem eigenen Haus, auf dem Schuldach oder in genossenschaftlichen Windparks. Die Teilhabe an der Energiewende ist aus unserer Sicht ein enormer Hebel, um Akzeptanz vor Ort zu sichern und auch privates Kapital einzuwerben. Daher müssen dezentrale und partizipative Energieversorgungskonzepte wie PV-Mieterstrom, die Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung und das Energy Sharing konsequent weiterentwickelt werden, so dass es möglichst keine Teilnahmebarrieren für Bürgerinnen und Bürger gibt.\r\n•\tDie EWS begrüßen das aktuell hohe Ausbauniveau bei der Solarenergie, welches nach wie vor insb. von Dachanlagen getragen wird. In diesem Segment müssen mehr PV-Anlagen in die Städte und auf Gewerbedächer gebracht (z.B. über die Einführung eines bundesweiten Solarstandards) und die marktliche Integration der Strommengen vereinfacht werden. Auch der Ausbau von PV-Freiflächenanlagen gehört weiterhin konsequent regulatorisch begleitet. Projekte müssen beschleunigt, Akzeptanz und Naturverträglichkeit sichergestellt sowie langfristig Investitionssicherheit geschaffen werden. So sollte bspw. das Wegenutzungsrecht für Erneuerbare, wie ursprünglich im Entwurf zum Solarpaket I vorgesehen, auch auf Privatgrundstücke ausgeweitet werden. \r\n•\tTrotz hoher Genehmigungszahlen bleibt der erhoffte Ausbau der Windenergie noch weit hinter den gesetzten Zielen zurück. Auch wenn wichtige Weichen zur schnelleren Flächenausweisung und zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren gestellt worden sind, sollten bereits jetzt Vorkehrungen getroffen werden, um die aktuelle Ausbaulücke in späteren Jahren mit zusätzlichem Zubau auszugleichen. Der Ausbau von Windenergieanlagen muss daher weiterhin konsequent regulatorisch begleitet werden. Aus Sicht der EWS bedarf es u.a. eines Systems, das den Überbietungswettbewerb bei Flächenpachten beendet. Die horrenden Pachtforderungen verteuern unnötig die Projekte und schaden der Akteursvielfalt.\r\n5.\tInnovationsimpulse setzen durch mehr Energieeffizienz und Verlässlichkeit\r\n•\tDie EWS schlagen die Einführung eines Green-Frontrunner-Prinzips vor, um Innovationen und Investitionen in Energieeffizienz in der Industrie stärker anzureizen. Aus unserer Sicht sollten Unternehmen, die im Branchenvergleich besonders fortschrittliche und nachhaltige Lösungen anbieten, durch finanzielle Anreize, Steuerentlastungen und erleichterten Zugang zu Fördermitteln unterstützt werden. Unternehmen, die besonders ineffiziente und klimaschädliche Produkte anbieten, könnten durch Pönalen die Förderung der Vorreiter ausgleichen. Dieses wettbewerbliche Prinzip würde Innovationen anregen und die gesamte Branche zu mehr Nachhaltigkeit motivieren.\r\n•\tDie EWS fordern die nächste Bundesregierung auf, einen langfristigen Effizienzplan bis 2030 zu entwickeln, der klare und stabile Rahmenbedingungen für die deutsche Industrie schafft. Der Plan sollte nicht nur Investitionssicherheit für Unternehmen gewährleisten, sondern auch flexible Anpassungen an technologische Fortschritte ermöglichen, um auf Innovationszyklen reagieren zu können. \r\n•\tParallel dazu muss aus Sicht der EWS das bestehende Fördersystem für Investitionen in Energieeffizienz schnellstmöglich reformiert werden, um stärkere Anreize zu schaffen. Der rechtliche Rahmen für Ausschreibungen im Bereich Energieeffizienz und Nachfragesteuerung besteht seit Jahren in § 53 EnWG, sollte aber konsequenter genutzt werden, um tatsächliche Energieeinsparungen im großen Stil zu erreichen. Dies würde die Industrie dabei unterstützen, hohe Energiekosten einzusparen. Auch der Bedarf an neuen Kraftwerken kann deutlich verringert werden, was wiederum die Kosten für Staat und Energieverbraucher reduziert. Ein dynamischer Ansatz, der technologische Fortschritte kontinuierlich einbezieht, kann dazu beitragen, die Wettbewerbsfähigkeit der Industrie langfristig zu sichern und die Energieeffizienz erheblich zu steigern. \r\nKlimaschutzpotenziale heben im Wärme- und Verkehrssektor  \r\n6.\tWärmenetzausbau beschleunigen und absichern \r\n•\tDie EWS fordern die Einführung eines staatlichen Bürgschaftsprogramms für Investitionen in klimaneutrale Wärmenetze. Für die Dekarbonisierung bestehender sowie den Ausbau und Verdichtung von Wärmenetzen sind massive Investitionen nötig. Insbesondere kleine und mittelständische Akteure (wie Stadtwerke, Genossenschaften, Bürgerenergie-gesellschaften) haben mit Blick auf gestiegene Zinssätze immer mehr mit der Akquisition von Fremdkapital und hohen Zinsen zur Realisierung neuer Wärmeprojekte zu kämpfen. Ein bundesweites Bürgschaftsprogramm wäre an dieser Stelle ein effizienter Hebel, um unmittelbar die Finanzierungskosten durch bessere Zinsbedingungen zu reduzieren. Als gute Vorlage kann aus unserer Sicht das in Schleswig-Holstein im Zuge eines Nachtragshaushaltsgesetzes vorgestellte Bürgschaftsprogramm dienen. Wir bewerten diesen Vorschlag als sehr positiv, da er minimalinvasiv ist und für den Bund ein vergleichbar geringes Risiko beinhaltet.\r\n•\tAus Sicht der EWS sollte das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWK-G) umfassend weiterentwickelt werden und als zentrale Grundlage für den Ausbau, die Verdichtung und die Dekarbonisierung der netzgebundenen Wärmeversorgung in Deutschland dienen. Das Gesetz muss technologieoffen ausgestaltet werden und darf nicht länger ausschließlich an die Förderung von KWK-Anlagen gebunden sein. Stattdessen sollten alle klimaneutralen Wärmeoptionen wie bspw. Solarthermie, Großwärmepumpen, Geothermie aber auch Wärmespeicher berücksichtigt und gefördert werden.\r\n•\tDie EWS sehen insbesondere in der Solarthermie viel Potenzial, das zur Dekarbonisierung der Wärme gehoben werden sollte. So empfehlen wir u.a. bei der Einführung eines bundesweiten Solarstandards, dass die Anforderung auch von Solarthermie erfüllt werden kann. \r\n•\tDie EWS sehen in Wärmenetzen und Wärmepumpen die wichtigsten Hebel zur Umsetzung der Wärmewende. Wärmepumpen sind in verschiedenen Bereichen, von Wohngebäuden bis hin zu industriellen Anlagen sowie in Verbindung mit Wärmenetzen einsetzbar. Ihre Fähigkeit, sich in intelligente Energienetze integrieren zu lassen, maximiert die Nutzung Erneuerbarer Energien und hilft dabei, Energie effizienter zu verwalten. Diese Flexibilität macht sie zu einem unverzichtbaren Bestandteil einer nachhaltigen und dezentralen Energiezukunft. Die zukünftige Gesetzgebung sollte sich daran ausrichten, den Ausbau von Wärmepumpen in allen Einsatzfeldern maximal zu unterstützen. \r\n7.\tEnergiekosten senken durch effizienten Klimaschutz in Gebäuden \r\n•\tDie EWS fordern die nächste Bundesregierung auf, die Umsetzung der Energy Performance of Buildings Directive (EPBD) auf nationaler Ebene sehr zeitnah anzugehen, da die Umsetzungsfrist ambitioniert ist und es Planungssicherheit für Investitionen braucht. Dabei muss sichergestellt werden, dass die Akzeptanz durch gezielte Kompensationsmaßnahmen für einkommensschwache Haushalte gestärkt wird.\r\n•\tDie EWS sehen insbesondere in gezielten Förderprogrammen für energetisch schlechte Gebäude, die von einkommensschwachen Haushalten bewohnt werden, einen besonderen Mehrwert für Effizienzmaßnahmen im Gebäudebereich. Das Prinzip \"worst-performing first\" ermöglicht schnelle Effizienzgewinne und fördert die soziale Gerechtigkeit durch geringere Energiekosten für Bewohnerinnen und Bewohner.\r\n8.\tStellschrauben im Verkehrssektor stärker auf Klimaschutz ausrichten\r\n•\tAus Sicht der EWS sind Investitionen in den Ausbau des öffentlichen Nahverkehrs, der Schieneninfrastruktur, der Fahrradinfrastruktur und der Ladeinfrastruktur für Elektromobilität entscheidend für eine nachhaltige Verkehrswende. Parallel dazu ist der flächendeckende Ausbau der Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge unerlässlich, um die Akzeptanz und Nutzung emissionsarmer Fahrzeuge zu steigern und somit einen wesentlichen Beitrag zur Dekarbonisierung des Verkehrssektors zu leisten.\r\n•\tDie EWS sehen in der Förderung des Wettbewerbs bei PKW-Ladesäulen  einen entscheidenden Faktor für den erfolgreichen Ausbau der Elektromobilität. Ein vielfältiger und wettbewerbsorientierter Markt für Ladeinfrastruktur führt zu einer besseren Verfügbarkeit, höherer Servicequalität und wettbewerbsfähigen Preisen für die Nutzer. Anreize für Innovationen und Investitionen in moderne Ladetechnologien sollten gesetzt werden, um die Effizienz und Benutzerfreundlichkeit der Ladeinfrastruktur kontinuierlich zu verbessern.  \r\n•\tDie EWS empfehlen eine Überarbeitung des Konzepts der Treibhausgas (THG)-Minderungsquote, da dieses den tatsächlichen Klimaschutzeffekt nicht ausreichend abbildet und durch Mehrfachanrechnungen die Transparenz verringert. Zudem fehlt aktuell eine Differenzierung bei der Qualität des verwendeten Stroms, was die Bewertung der realen Umweltauswirkungen erschwert. Um stärkere Anreize für wirtschaftliche Innovationen und sektorübergreifenden Klimaschutz zu schaffen, sollte die THG-Quote auf die Luft- und Schifffahrt ausgeweitet werden.\r\n•\tDie EWS fordern, die künftige Bundesregierung auf, das bidirektionale Laden in der Breite zu ermöglichen. Um das Potenzial des bidirektionalen Ladens voll auszuschöpfen, bedarf es u.a. Klarstellungen bei der Weitergabe von Daten, messtechnische Vereinfachungen, einheitliche Netzanschlussbedingungen für Ladeinfrastruktur und gezielte wirtschaftliche Anreize. Die breite Implementierung dieser Technologie würde nicht nur die Flexibilität des Energiesystems erhöhen, sondern auch die Wirtschaftlichkeit von Elektrofahrzeugen verbessern und somit einen wichtigen Beitrag zur Energiewende leisten.\r\nFlexibilität und Netzinfrastruktur nutzen für das klimaneutrale Energiesystem\r\n9.\tFlexibilisierung stärken und Netzentgelte weiterentwickeln \r\n•\tDie EWS raten, mutigere Schritte bei der Neugestaltung des Strommarktdesigns zu gehen. Wir fordern insbesondere die Stärkung lokaler Marktpreissignale, zum Beispiel durch die Anpassung der einheitlichen Preiszone. Zudem sollte eine europaweite Flexibilisierungs- und Versorgungssicherheitsstrategie initiiert werden. Aktuelle Studien zeigen, dass lokale Marktpreissignale zu einem stärkeren Ausbau Erneuerbarer Energien, einer verbesserten Nutzung des Stromnetzes sowie einer Absenkung der Systemmanagementkosten (z.B. Redispatch) führen kann. Ein reformierter Strommarkt würde somit nicht nur die Energiewende vorantreiben, sondern auch wirtschaftliche Effizienz und Versorgungssicherheit erhöhen.\r\n•\tDie EWS empfehlen, schnellstmöglich eine Roadmap für dynamische Netzentgelte auf den Weg zu bringen. In einem ersten Schritt sollte der Gesetzgeber bzw. die Bundesbehörden statisch-zeitvariable Netzentgelte als Übergangslösung einführen. Zeitvariable Netzentgelte (ZvN) geben einen effizienten Anreiz zum systemdienlichen Stromverbrauch und sind in den meisten europäischen Ländern bereits üblich.\r\n•\tDie EWS fordern, den Ausbau von Energiespeichern anzureizen und regulatorische Hemmnisse konsequent abzubauen. Speichertechnologien sind essenziell für die Netzstabilität und die Integration Erneuerbarer Energien, weshalb klare Rahmenbedingungen für deren wirtschaftlichen Betrieb geschaffen werden müssen. Dies umfasst die Überarbeitung des rechtlichen Rahmens, um Speicher als eigenständige Säule im Energiesystem anzuerkennen und faire Marktbedingungen zu schaffen. Beispielsweise sollten Doppelbelastungen bei Abgaben und Umlagen abgeschafft werden.\r\n\r\n\r\n10.\tNetzinfrastrukturumbau erleichtern und zukunftsgerichtet weiterentwickeln \r\n•\tDie EWS fordern einen drastischen Bürokratieabbau bei kleinen und mittelständischen Stromnetzbetreibern. Angesichts der oft begrenzten personellen und finanziellen Ressourcen dieser Unternehmen stellen zum Beispiel umfassende Berichtspflichten eine unverhältnismäßige Belastung dar. Die Einführung von Schwellenwerten oder vereinfachten Berichtsformaten für kleine und mittelständische Betreiber würde den bürokratischen Aufwand verringern, ohne die Qualität und Relevanz der erfassten Daten zu beeinträchtigen. Diese Entlastung ermöglicht es kleinen Netzbetreibern, sich auf ihre Kernaufgaben zu konzentrieren: die Gewährleistung der Netzstabilität und die aktive Unterstützung der Energiewende.\r\n•\tAus Sicht der EWS ist die integrierte Planung und Entwicklung von Strom- und Gasnetzen auf deutscher wie auf europäischer Ebene ein entscheidender Schritt für eine effiziente und nachhaltige Energiewende. Eine gemeinsame Adressierung dieser Infrastrukturen ermöglicht Synergien, optimiert Ressourcen und unterstützt Sektorenkopplung, was zu einer höheren Systemflexibilität und Versorgungssicherheit führt. Durch eine europaweite Koordination können grenzüberschreitende Herausforderungen besser bewältigt und ein kohärenter Ansatz für die Integration Erneuerbarer Energien geschaffen werden.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nAnsprechpartner:innen\r\nPeter Ugolini-Schmidt, Leiter Politik & Energiepolitischer Sprecher\r\nFon: +49 162 136 46 30\r\nE-Mail: p.ugolini-schmidt@ews-schoenau.de\r\nReemt Heuke, Senior Manager Public Affairs / Energiepolitik\r\nFon: +49 174 1951417\r\nE-Mail: reemt.heuke@ews-schoenau.de\r\nMichael Iovu, Manager Public Affairs / Energiepolitik\r\nFon: +49 174 89 00 659\r\nE-Mail: michael.iovu@ews-schoenau.de\r\nSophia Latka-Kiel, Managerin Public Affairs / Energiepolitik\r\nFon: +49 173 9942433\r\nE-Mail: s.latka-kiel@ews-schoenau.de\r\nBoris Gotchev, Referent Klimaschutz\r\nFon: +49 1742386353\r\nE-Mail: boris.gotchev@ews-schoenau.de \r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-10-31"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016052","regulatoryProjectTitle":"Empfehlungen an die Koalitionsverhandler:innen der AG Klima und Energie","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/4a/29/510870/Stellungnahme-Gutachten-SG2504170016.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Offener Brief der Öko-Energieversorger an die Koalitionsverhandler:innen der AG Klima und Energie\r\nDurchstarten statt Neustart: Erneuerbare als Wachstumstreiber – Märkte stärken, Kosten senken, Zukunft sichern\r\nSehr geehrte Damen und Herren,\r\nin der nun zu Ende gehenden Legislaturperiode wurden der Ausbau Erneuerbarer Energien und die Modernisierung unserer Energieversorgung deutlich beschleunigt. Damit wurde nicht nur ein Beitrag zur Erreichung der Klimaziele geleistet, sondern gleichzeitig wurden zukunftssichere Arbeitsplätze geschaffen und hohe private Investitionen in die Energiewende getätigt. Doch dieser Ausbau ist kein Selbstläufer. Es braucht einen produktiven Marktrahmen, konkrete Maßnahmen und den Abbau von bürokratischen Hemmnissen, um den Ausbau gemäß den gesetzten Zielen weiter zu beschleunigen.\r\nEine Studie des Forums Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft im Auftrag von Green Planet Energy zeigt, dass schon ein um 25 Prozent verringerter Ausbaupfad für die nächsten fünf Jahre ca. 65 Milliarden Euro weniger Investitionen in heimische Infrastruktur und eine Verringerung des Jobwachstums im Sektor um bis zu 65.000 Arbeitsplätze bedeuten würde. Allein zur Stärkung der deutschen Wirtschaft ist ein Festhalten an den bisher gesetzten Ausschreibungsmengen sinnvoll und notwendig.\r\nZuletzt mehren sich aber Stimmen, die einen so genannten „Neustart“ oder „Kurswechsel“ der Energiewende fordern und damit auch eine Absenkung des Ausbautempos meinen. Die unterzeichnenden Öko-Energieversorger warnen vor solchen Gedankenspielen. Der fortschreitende Erfolg des Erneuerbaren-Ausbaus verlangt nach einer Weiterentwicklung der Marktregeln, aber sicher keinen “Neustart”. Weiterentwickelte Rahmenbedingungen, die die Innovationskraft stärken und gewachsene Prozesse entbürokratisieren, müssen die Diskussionsgrundlage sein – und nicht Maßnahmen, die die Energiewende als Ganzes ausbremsen.\r\nAusbaupfade beibehalten – Erneuerbare als Wirtschaftstreiber nutzen\r\nEine konkrete Forderung nach einer Verringerung der Erneuerbaren-Ausbauziele ist vordergründig zwar kaum irgendwo zu lesen. Die unter dem „Neustart“-Framing zusammengefassten Rufe nach einer Anpassung der Stromverbrauchsprognose oder einem netzsynchronisierten Ausbau meinen jedoch genau das: einen verringerten oder mindestens verzögerten Erneuerbaren-Ausbau.\r\nDie Forderung klingt einfach, ist aber mit Denkfehlern versehen. Zwar ist der Strombedarf tatsächlich zuletzt nicht so gewachsen wie angenommen, allerdings lag das auch an einer schwächelnden Wirtschaft. Der anvisierte Aufschwung kann nur funktionieren, wenn die Energiewende als Wirtschaftsfaktor begriffen wird. Und dieser Aufschwung wird einen\r\nerhöhten Energiebedarf mit sich bringen. Auch die Elektrifizierung im Wärme- und Verkehrsbereich hinkt in den letzten Jahren ihren Zielen hinterher. Aufgrund des damit verbundenen Verfehlens der Klimaschutzvorgaben, drohen milliardenteure Strafzahlungen an die EU – nicht zuletzt deshalb sollte allseits großes Interesse an einer raschen Beschleunigung der Dekarbonisierung und damit an einem kurzfristigen Aufholen des Strombedarfs bestehen. Hinzu kommen neue Verbraucher, insbesondere der Bedarf von Rechenzentren wächst schneller als gedacht.\r\nGrundsätzlich gilt: Wenn wir den angestrebten Anteil von 80 % Erneuerbaren bis 2030 früher erreichen, ist das keine schlechte Nachricht. Im Gegenteil: Jede weitere Kilowattstunde Ökostrom bedeutet zusätzliche Innovation und mehr Klimaschutz. Über den Merit-Order-Effekt senken mehr Erneuerbare zudem den Preis an der Strombörse weiter.\r\nMehr Markt wagen – anstelle neuer fossiler Großsubventionen\r\nAuch die vermeintliche Notwendigkeit eines netzorientierten Erneuerbaren-Ausbaus liefert nur vordergründig Argumente für ein Abschwächen des Ausbaus. Statt einem solchen Wegducken gegenüber den Erfordernissen eines modernen Energiesystems muss das Netz energiewendetauglich ausgestaltet werden. Lösungsvorschläge dazu liegen auf dem Tisch und müssen mit den passenden Rahmenbedingungen umgesetzt werden.\r\nNeben Investitionen in die Infrastruktur, Entbürokratisierung und Prozessbeschleunigung können neue Nutzungsformen Netzentlastung bringen: Regionale Direktbelieferungsmodelle sowie Flexibilitätstechnologien von Speichern bis Power-to-Heat ermöglichen volkswirtschaftlich sinnvoll und kosteneffizient die Nutzung von Ökostrom. Diese Ansätze erhöhen zudem die Marktwerte der Erneuerbaren, senken damit die staatlich getragenen Differenzkosten und setzen die bereits erfolgreich voranschreitende Marktintegration der Erneuerbaren Energien fort. Auch Steuerungs- und Effizienzpotenziale lassen sich ganz ohne eine Einschränkung des Erneuerbaren-Vorrangs heben: Etwa durch regionalisierte Baukostenzuschüsse, die bereits angelegten Anschlussüberbauungen, (temporäre) Einspeisungsbegrenzungen und bessere Netzausbau- bzw. Reservierungsprozesse.\r\nDie Idee, den Smart Meter-Rollout allein den (bisher hierbei nicht besonders erfolgreichen) Verteilnetzbetreibern zu überlassen und die wettbewerblichen Messtellenbetreiber abzuschaffen, würde nur Pfründe etablierter Monopolisten sichern, aber gerade nicht Innovationen für den Klimaschutz und den Wettbewerb voranbringen.\r\nDie Prämisse für ein effizientes und sicheres Energiesystem muss sein, dieses System stärker marktorientiert auszugestalten und somit monetäre Anreize zu schaffen, um sich netz- und energiewendedienlich zu verhalten:\r\n-\r\nEine CO2-Bepreisung, die sich an den realen Umweltschadenkosten orientiert, ermöglicht ein Level-Playing-Field, indem sich die kosteneffizienten Erneuerbaren gegen fossile Energien behaupten können.\r\n-\r\nEine verstärkte Nutzung der Direktvermarktung bis hin zu besseren Bedingungen für Power Purchase Agreements (PPA) stärkt die marktlichen Anreize für Erneuerbare und senkt die Förderkosten.\r\n-\r\nBereits erfolgte Anpassungen wie die breit getragene EnWG-Novelle haben schon viele sinnvolle Weichenstellungen in Richtung mehr Markt vorgenommen. Ähnlich verlässlich und planungssicher muss das Marktdesign auch künftig weiterentwickelt werden, ohne einen Fadenriss für den Erneuerbaren-Ausbau zu riskieren.\r\nGleichzeitig muss die Forderung nach Marktwirtschaft und Technologieoffenheit auch für die Absicherung der Versorgungssicherheit gelten. Neue Subventionstöpfe für zusätzliche fossile Kraftwerke führen zu langfristigen Lock-in Effekten, verteuern die Transformation und gefährden die Klimaneutralität bis 2045. Neue Kapazitäten und Flexibilitäten zur Verbesserung der Versorgungssicherheit können über eine Absicherungspflicht für Versorger ganz ohne zusätzliche Ausgaben angereizt werden. Falls darüber hinaus ein Kapazitätsmarkt etabliert werden soll, muss dieser auch für dezentrale Technologien ein Level-Playing-Field bieten.\r\nBürgernahe Ausgestaltung der Energiewende\r\nEine wichtige Rolle bei der Transformation des Energiesystems spielt die Beteiligung von Bürger:innen als Antreiber für mehr Akzeptanz. Auch diese wird nun teilweise infrage gestellt, etwa, wenn pauschale Kürzungen für PV-Dachanlagen oder die Abschaffung von Bürgerenergie-Sonderregeln ins Feld geführt werden. Die Bürger:innen brauchen aber faire Rahmenbedingungen, um weiterhin Treiber der Energiewende sein zu können. Zugleich muss die Teilhabe an der lokalen Wertschöpfung im neuen Energiesystem gewährleistet bleiben.\r\nFazit: Keine als „Neustart“ verbrämte Rolle rückwärts – die Energiewende muss konsequent fortgesetzt werden\r\nUnser Appell lautet daher: Bauen wir auf bereits erreichten Erfolgen auf und setzen wir den Kurs der Energiewende in der kommenden Legislaturperiode konsequent fort! Statt überstürzte Einschnitte beim Ausbaupfad vorzunehmen, sollten wir auf Innovation und Markt fokussieren. Eine Weiterentwicklung des Energiemarktdesigns und eine verstärkte Implementierung von Preissignalen wird dabei auch von den Unterzeichnenden explizit unterstützt. Gerade bei Flexibilitätstechnologien oder beim Smart Meter-Ausbau sind zusätzliche marktliche Impulse nötig. Verlässliche Rahmenbedingungen sind elementar für die Wirtschaftsentwicklung. Eine als „Neustart“ getarnte Rolle rückwärts gefährdet gleichermaßen unsere Energieunabhängigkeit, Wirtschaft und den Klimaschutz. Den großen Herausforderungen unserer Zeit sollten wir mit Souveränität, Innovation und konsequentem Klimaschutz begegnen. Erneuerbare Energie, eine bürgernahe Ausgestaltung der Energiewende, Flexibilitäten und ein effizientes Marktdesign sind dafür notwendig.\r\nMit freundlichen Grüßen\r\nBürgerwerke, EWS Elektrizitätswerke Schönau, Green Planet Energy und naturstrom"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Nun gilt es, politische Entscheidungen für eine Belebung der deutschen Wirtschaft, eine Stärkung der Sicherheit in Europa und eine größere Unabhängigkeit in der Energieversorgung zu treffen. Eine zentrale Rolle kommt dabei der Elektrifizierung von Gebäuden und Verkehr zu.\r\nWir, die hier unterzeichnenden Unternehmen, setzen bei der örtlichen Wärmeversorgung vermehrt auf Geschäftsmodelle mit Wärmepumpen. Mit dieser Technologie treiben wir innovative Wärmekonzepte mit regenativer Energie voran, errichten bzw. dekarbonisieren Wärmenetze und ermöglichen Gebäudeeigentümern, individuell den Umstieg zur Wärmepumpe zu finanzieren. Damit stärken wir die lokale Wertschöpfung, sichern Arbeitsplätze in unseren Kommunen und fördern das regionale Handwerk. Durch die verstärkte Nutzung heimischer Energiequellen reduzieren wir die Abhängigkeit von internationalen Märkten und volatilen Importpreisen und zeigen Wege auf, wie sich Geschäftsmodelle von fossil auf erneuerbar umstellen lassen.\r\nVon einer neuen Regierungskoalition aus CDU, CSU und SPD erwarten wir:\r\n1.\r\nSetzen Sie weiterhin auf auskömmliche und nachhaltig finanzierte Förderprogramme wie BEG und BEW. Setzen Sie ein Signal, dass all diejenigen, die den Umstieg zu erneuerbarer Wärme erwägen, auch weiterhin auf staatliche Unterstützung zählen können!\r\n2.\r\nHalten Sie an der zum 1.1.2024 in Kraft getretenen Novelle des Gebäudeenergiegesetzes (GEG) und am Wärmeplanungsgesetz (WPG) fest. Eine Verunsicherung unserer Kunden sowie unserer\r\nSeite 2 von 2\r\nGeschäftspartner (insb. das Fachhandwerk) durch abrupte und umfängliche Reformen ist zu\r\nvermeiden.\r\n3.\r\nSetzen Sie wirkungsvolle Entlastungen des Strompreises für alle Verbraucher um. Die bereits angekündigten Absenkungen von Stromsteuer und Netzentgelten sind ein richtiger Schritt. Aber berücksichtigen Sie auch, dass es hinsichtlich der Finanzierung des Netzausbaus nicht nur eines Pflasters, sondern einer langfristig tragfähigen Lösung bedarf.\r\nBringen Sie den im vergangenen Jahr ins Stocken geratenen Wärmemarkt wieder in Schwung! Die hohe Nachfrage nach den Förderprogrammen BEG und BEW und der unverändert hohe Marktanteil von Wärmepumpen (aktuell 27 Prozent) zeugen von einem weiterhin großen Kundeninteresse und immensen Potenzial.\r\nDie Energie- und Wärmewende gehören zu den zentralen Antworten auf die gegenwärtige wirtschaftliche Lage in Deutschland.\r\nKontakt:\r\nJohanna Otting Referentin Politik & Energiewirtschaft Bundesverband Wärmepumpe e.V. otting@waermepumpe.de 0159 063 027 85"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Die 100-Tage-Agenda.\r\n•\tVerlässlichkeit für die Wärmewende schaffen\r\n•\tAusbau der Erneuerbaren Energien effizient vorantreiben\r\n•\tEnergieeffizienz als Leitprinzip verankern\r\n•\tMarktsignale für Flexibilität verbessern\r\n•\tBürgerenergie und effiziente Netze stärken\r\n \r\n \r\nEinleitung\r\nIm Zuge des Bundestagswahlkampfs 2025 haben die EWS bereits Empfehlungen für die Energie- und Klimapolitik der neuen Legislatur-periode an die Parteien übergeben. Hierbei haben wir die aus Sicht der EWS zehn wich-tigsten Punkte dargelegt, um im 21. Bundestag die notwendigen Weichen für eine bürgernahe und 100 Prozent Erneuerbare Energieversor-gung zu stellen.\r\nIm Zuge der Koalitionsverhandlungen zwischen CDU / CSU und SPD wurde seitens einiger Großkonzerne Rufe nach einem „Neustart der Energiewende“ laut. Aus Sicht der EWS wäre dies ein großer Rückschritt. Die neue Bundes-regierung darf sich nicht auf den Erfolgen der Vergangenheit ausruhen oder gar das Rad der Zeit zurückdrehen, sondern muss die anste-henden Herausforderungen mutig angehen und die Chancen, die sich auf dem Weg zur Kli-maneutralität bieten, konsequent nutzen.\r\nWir begrüßen daher, dass sich Union und SPD in ihrem Koalitionsvertrag zu den Klimazielen bekennen. Dies geht einher mit dem Ziel, alle Potentiale der Erneuerbaren Energien zu nutzen. Es gilt nun die im Koalitionsvertrag angekündigten Vorhaben zeitnah anzugehen und die richtigen Rahmenbedingungen zu set-zen.\r\nEs ist aus unserer Sicht ein erster richtiger und wichtiger Schritt, über die Stärkung des Klima- und Transformationsfonds (KTF) durch Zu-schüsse aus dem neuen Sondervermögen für Infrastruktur mehr Investitionen für Klimaschutz zu ermöglichen. Es gilt nun, die Investitionen in sinnvolle Maßnahmen zu lenken und darüber hinaus schnellstmöglich zielführende Anreize für Investitionen in den Klimaschutz und die dezentrale Energiewende zu setzen. Die EWS stehen bereit, in die Zukunft Deutschlands zu investieren. \r\n\r\nVerlässlichkeit für Wär-mewende schaffen\r\nDie EWS haben bereits 2021 dargelegt, mit einer vom Forum Ökologisch-Soziale Markt-wirtschaft (FÖS) durchgeführten Studie, warum der zukünftige Einsatz des fossilen Energieträ-gers Erdgas in der Wärmeversorgung ein Irrweg ist. Die Zeiten günstigen (russischen) Erdgases sind vorbei und Deutschland sollte endlich konsequent seine Abhängigkeit bei der Energieversorgung von fossilen Energieimpor-ten reduzieren.\r\nSchnell Planungssicherheit für Verbrauche-rinnen, Verbraucher und Wärmeversorger schaffen\r\nDie Ankündigung aus dem Koalitionsvertrag, das Heizungsgesetz abzuschaffen und durch ein neues, technologieoffeneres und flexibleres Gebäudeenergiegesetz (GEG) zu ersetzen, sorgt nach wie vor für viel Verunsicherung in der Branche und unter Endverbrauchern. Hier muss zeitnah von der Bundesregierung aufge-zeigt werden, wohin sich die Regulierung ent-wickelt. Es braucht verlässliche, stabile Rah-menbedingungen, damit Investitionen in Wär-menetze und Wärmepumpen als Kernpfeiler für die Dekarbonisierung des Wärmesektors auf den Weg gebracht werden können. Dazu zählt eine Reform des Gebäudeenergiegesetzes, die teure Irrwege z.B. bei der Erfüllungsoption über Wasserstoff und H2-ready Heizungen entfallen lässt. Bei den Übergangsfristen bei Anschlüssen sollte nachgeschärft werden, damit der Wärmenetzanschluss von Heizungs-anlagen nicht bis 2035 verzögert werden kann. \r\nFinanzierung der Wärmewende sicherstellen\r\nDarüber hinaus braucht es sehr schnell Klarheit für verlässlich finanzierte Förderprogramme wie die Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG) oder die Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW). Bezüglich des BEW gilt es, die Förderhöhen bei mindestens 40 Prozent beizubehalten und weiterhin Betriebskostenför-derung, Förderung der Planungsleistungen und Bürgerbeteiligung zu unterstützen. Weiterhin sollte ein bundesweites Bürgschaftspro-gramm für Wärmeprojekte eingeführt werden, um auch kleinen und mittelständischen Akteu-ren die Akquise von Fremdkapital für diese Projekte zu erleichtern. Hier sollte der im Koali-tionsvertrag angekündigte Investitionsfonds für Energieinfrastruktur genutzt werden, um z.B. langfristig finanzierte Wärmenetzprojekte zu unterstützen. Bis zur parlamentarischen Som-merpause 2025 sollte zu den Rahmenbedin-gungen dieses Fonds Klarheit geschaffen wer-den und wie die Mittel unbürokratisch abgeru-fen werden können.\r\n\r\nEE-Ausbau effizient vo-rantreiben\r\nDer Ausbau der Erneuerbaren Energien ist in den letzten Jahren stetig vorangekommen und befindet sich mit ca. 100 GW installierter Leis-tung an Photovoltaik und mit ca. 64 GW bei Wind an Land aktuell auf einem zielführenden Niveau. Sorge bereitet uns daher die Ankündi-gung nach einem sehr kurzfristigen Energie-wende Monitoring u.a. zum prognostizierten Strombedarf. Wir rechnen perspektivisch mit einem deutlichen Zuwachs strombasierter Technologien, weswegen die aktuellen Strom-prognosen aus unserer Sicht realistisch sind. Eine kurzfristige Korrektur dieser könnten zu weiteren Unsicherheiten bei Investoren führen. Dies sollte unbedingt vermieden werden.\r\nDie zukünftige Erneuerbare-Förderung mit Augenmaß weiterentwickeln\r\nDie EWS sehen in verlässlichen Finanzie-rungsbedingungen eine Grundvoraussetzung für die Aufrechterhaltung des hohen Erneuerba-ren-Ausbautempos. Die Fördersystematik muss entsprechend planbar entlang der EU-Vorgaben bis Mitte 2027 auf ein System mit Rückzahlungsmechanismus umgestellt wer-den, gleichzeitig läuft die beihilferechtliche Ge-nehmigung der EU für den EE-Fördermechanismus Ende 2026 aus. Bei einer Reform gilt es, mit Blick auf die Akteursvielfalt und Akzeptanz, kleinere Akteure durch die Umstellung auf ein übermäßig komplexes Sys-tem nicht zu benachteiligen. EE-Einbaudellen wie nach Einführung des Ausschreibungssys-tems durch das EEG 2017 gilt es zu vermei-den. Damit es zu keinem Fadenriss bei den Genehmigungsverfahren von EE-Anlagen kommt, muss die neuste Europäische-Energien-Richtlinie (RED III) mit Frist Ende Mai 2025 schnellstmöglich umgesetzt werden. Ebenso sollte die neue Bundesregierung ihre Überlegungen zur Weiterentwicklung der Er-neuerbaren-Förderung noch in 2025 intensiv mit der Branche konsultieren.\r\nDie sonstige Direktvermarktung als Finanzie-rungsalternative etablieren\r\nAngesichts der knappen öffentlichen Mittel wird die förderfreie Vermarktung von neuen EE-Anlagen zunehmend wichtiger. Ein zentrales Instrument hierfür ist die Direktvermarktung (DV). Es muss der Grundsatz gelten, dass zunächst Hürden dafür abgebaut werden, bevor die Förderung für EE-Anlagen weiter reduziert wird. Nur so kann sich ein echter Markt (insbe-sondere für kleinere EE-Anlagen), von dem wir noch weit entfernt sind, entwickeln.\r\nDie Wechselprozesse bzw. Einstiegsprozesse in die DV sind zu wenig standardisiert, zu we-nig digitalisiert und Netzbetreiber kommen mit den Anfragen nicht hinterher. Hier braucht es viel schneller als bislang vorgesehen digitale und standardisierte Prozesse insbesondere bei den Netzbetreibern.\r\nZur besseren Integration von PV-Kleinanlagen können auch Vereinfachungen und Standardi-sierungen beim Zugang zu Herkunftsnach-weisen helfen, dazu zählen wir Vereinfachung und Reduzierung der Prozesse und Kosten für die Registrierung neuer und alter Kleinanlagen unter 50 kW im Herkunftsnachweisregister. Dementsprechend fordern wir die Bundesregie-rung auf, bis zur Sommerpause Überlegungen vorzustellen, wie Verbesserungen bei der för-derfreien Direktvermarktung geschaffen werden sollen.\r\n\r\nEnergieeffizienz als Leit-prinzip verankern \r\nEnergieeffizienz ist der kostengünstigste und schnellste Hebel zur Reduktion von Treibhaus-gasemissionen, zur Sicherung der Wettbe-werbsfähigkeit unseres Wirtschaftsstandorts und trägt zur Versorgungssicherheit bei. Doch die bisherigen Fortschritte reichen nicht aus, um die gesteckten Ziele zu erreichen. Wir for-dern die neue Bundesregierung deshalb auf, Energieeffizienz von Beginn an als strategi-sche Priorität zu begreifen und noch in 2025 einen Plan zur Verbesserung der Rahmenbe-dingungen für Investitionen in Effizienztechno-logien und -maßnahmen zu schaffen.\r\nKlimafreundliches Heizen absichern und EU-Gebäudevorgaben umsetzen \r\nDer Gebäudesektor ist entscheidend für das Erreichen der Klimaziele, bleibt aber deutlich hinter den Vorgaben zurück. Wir fordern daher eine ambitionierte Steigerung der Energieeffizi-enz im Bestand und Neubau. Dafür muss die EU-Gebäuderichtlinie (EPBD) zügig und kon-sequent in nationales Recht umgesetzt wer-den – mit Null-Emissionsgebäuden, verbindli-chen Effizienzstandards für Nichtwohngebäude und klaren Vorgaben zur Reduktion des Primär-energieverbrauchs im Wohnungsbestand. Wir sehen in der Beibehaltung der 65%-Erneuerbaren-Anforderung beim Heizungs-tausch einen wichtigen Hebel für Planungssi-cherheit, Innovation und Klimaschutz. \r\nSoziale und wirtschaftliche Aspekte bei der Transformation mitdenken\r\nLangfristig angelegte und verlässliche För-derprogramme für energetische Sanierungen sind unerlässlich, um notwendige Investitionen im Gebäudesektor anzureizen und soziale Här-ten zu vermeiden. Ökonomische Hemmnisse wie lange Amortisationszeiten, das Investor-Nutzer-Dilemma und fehlende Anreize für Ei-gentümer – besonders im Mietwohnungsbe-stand – müssen überwunden werden, um die Transformation sozialverträglich zu gestalten. \r\nDie CO2-Bepreisung im Brennstoffemissions-handelsgesetz (BEHG) sehen wir als wichtigen Hebel, um Effizienzpotenziale im Wärmebereich zu heben. Angesichts möglicher Preissprünge im Zuge der Ablösung der nationalen CO2-Bepreisung durch das europäische System (ETS II) sollte die neue Bundesregierung noch in diesem Jahr darlegen, wie sie einen geordne-ten, sozialverträgliche Übergang sicherstellen will.\r\nMarktsignale für Flexibili-tät verbessern\r\nDie EWS sprechen sich für mutige, zukunfts-orientierte Schritte bei der Reform des Strommarktdesigns aus. Zentraler Baustein einer solchen Reform ist aus Sicht der EWS attraktive Strompreise und die konsequente Stärkung lokaler Marktpreissignale. \r\nStrompreissenkung für Akzeptanz und Sekto-renkopplung\r\nWir begrüßen die Ankündigung der Bundesre-gierung zur Strompreissenkung (insb. die Ab-senkung der Stromsteuer und Deckelung der ÜNB-Netzentgelte). Dies zahlt auf Akzeptanz der Energiewende und Sektorenkopplung (bspw. durch eAutos und Wärmepumpen) und damit Klimaschutz in weiteren Sektoren wie Wärme und Verkehr ein.\r\nPreiszonenzuschnitt prüfen – lokale Anreize stärken\r\nDie einheitliche deutsche Preiszone führt zu physikalisch und volkswirtschaftlich wider-sprüchlichen Entscheidungen, da u.a. die vorhandenen Netzkapazitäten nicht berücksich-tigt werden. Netzengpässe müssen derzeit kostenintensiv durch Redispatch-Maßnahmen behoben werden. Der im April 2025 vorgelegte Bidding-Zone-Review von Entso-E empfiehlt eine Anpassung der dt. Strompreiszone. Die EWS unterstützt diesen Ansatz und fordern die Bundesregierung entgegen der Ankündigung im Koalitionsvertrag auf, kurzfristig eine ernst-hafte Prüfung durchzuführen, um einen effizi-enteren Preiszonenzuschnitt in Deutschland zu realisieren.\r\nZeitvariable Netzentgelte einführen – Road-map dynamische Netzentgelte starten\r\nZeitvariable Netzentgelte sind ein zentraler Hebel, um Flexibilität, netzdienliches Verhalten und Kosteneffizienz anzureizen – ihre Einfüh-rung sollte zeitnah flächendeckend erfolgen. Die Bundesnetzagentur ist gefordert, eine Roadmap für die schrittweise Umsetzung bis hin zu dy-namischen Netzentgelten zu entwickeln.\r\nStaatliche Kapazitätsmärkte vermeiden – marktintegrierte Lösungen stärken\r\nDie neue Bundesregierung plant zur Absiche-rung der Versorgungssicherheit die Ausschrei-bung von 20 GW Gaskraftwerken (Überarbei-tung der sog. Kraftwerksstrategie). Dies lehnen wir ab, da fossile Überkapazitäten drohen und Anreize für Flexibilisierung und dezentrale Lö-sungen reduziert würden. Außerdem ist in ei-nem nächsten Schritt die Einführung eines Kapazitätsmechanismus vorgesehen. In diesem Kontext lehnen wir die Einführung eines soge-nannten zentralen Kapazitätsmarkts mit staat-licher Planung und Mengen- und Technologie-vorgaben entschieden ab. Zentrale Kapazitäts-märkte führen in der Regel zu Überkapazitäten fossiler Gaskraftwerke, Ineffizienzen und einer Verdrängung von Flexibilitätsanbietern wie bspw. Speichern. Die Kosten eines solchen Mechanismus sollen voraussichtlich über eine neue Umlage an die Stromkunden weiterge-reicht werden. Dies steht im Widerspruch zu den Plänen der neuen Regierung, den Strom-preis senken zu wollen. \r\nWir halten eine marktintegrierte vollständige Absicherungspflicht für zielführender, die auf bestehenden Marktprozessen aufbaut, die Ge-samtsystemkosten senkt und echte Investiti-onsanreize schafft - technologieoffen, effizient und ohne beihilferechtliche Hürden. Die EWS unterstützen daher eine im April veröffentlichte Studie (Link), die diesen Vorschlag detailliert ausarbeitet.\r\n\r\nBürgerenergie und effizi-ente Netze stärken\r\nBürgerenergie hat bei der Energiewende in Deutschland eine tragende Rolle eingenommen – sowohl bei Investitionen als auch beim Be-trieb von Anlagen. Immerhin ungefähr 40% der Erneuerbaren Anlagen in Deutschland sind in Bürgerhand. \r\nDie EWS fordern, das Potenzial der Bürger-energie für einen schnelleren EE-Ausbau und zur Systemstabilität stärker auszuschöpfen. Entsprechend sollten insbesondere dezentrale und partizipative Energieversorgungskonzep-te wie PV-Mieterstrom, die Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung und das Energy Sharing noch in 2025 konsequent weiterentwickelt bzw. verlässliche Rahmenbedingungen geschaffen werden. Für die Zukunft der Bürgerenergie ist aus unserer Sicht der Gedanke des Energy Sharing von besonderer Bedeutung. \r\nEnergy Sharing wirkt netz-, system- und marktdienlich\r\nIm Rahmen einer neuen FfE-Studie „Flexibilisie-rung des Stromsystems - Beitrag von Energy Sharing für Netz-, System- und Marktdienlich-keit“ wird deutlich, dass das Konzept nicht nur Akzeptanz und EE-Ausbau stützen kann, son-dern auch Anreize für netzdienliches Verhalten generieren kann. Voraussetzung ist u.a., dass die Energy Sharing Community einen klaren Lokalitätsbezug aufweist. In Kombination mit dynamischen Reststromtarifen kann auch die Marktdienlichkeit verbessert werden, ohne die Netzdienlichkeit zu beeinträchtigen.\r\nDie EWS fordern die neue Bundesregierung mit Blick auf die nahende EU-Umsetzungsfrist auf, den Gesetzgebungsprozess für Energy Sha-ring noch vor der Sommerpause neu aufzu-setzen. Dabei sollte insbesondere auch die vorgenannten systemdienlichen Effekte des Konzeptes stärker berücksichtigt und angereizt werden (u.a. indem entsprechende Energiege-meinschaften eine anteilige Netzentgeltreduk-tion nach § 18 StromNEV erhalten).\r\n \r\n \r\nAnsprechpartner\r\nEWS Elektrizitätswerke Schönau eG\r\n- Abteilung Politik & Verbände\r\nE-Mail: energiepolitik@ews-schoenau.de\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-06-12"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020115","regulatoryProjectTitle":"Empfehlungen an die Bundes- und Landesregierung zur Nutzung des Sondervermögens Infrastruktur sowie der Reallabor-Strategie des Bundes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/3a/7b/624998/Stellungnahme-Gutachten-SG2510010046.pdf","pdfPageCount":12,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Finanzkraft der Kommunen wieder stärken\r\nEine Stellungnahme zur Nutzung des Sondervermögens Infrastruktur sowie der Reallabor-Strategie des Bundes\r\nUnterstützt von:\r\nUnterstützt von und vertreten durch:\r\nProf. Dr. h.c. mult. Roland Koch, Professor of Management Practice in Regulated Environments, Director of Frankfurt Competence Centre for German and Global Regulation\r\nDr. Jörg Oelschläger Director at Frankfurt School - UNEP Collaborating Centre for Climate & Sustainable Energy Finance\r\nFrauke Burgdorff, Beigeordnete für Planung, Bau und Mobilität Heiko Thomas, Beigeordneter Klima und Umwelt, Stadtbetrieb und Gebäude\r\nProf. Dr. Diana Pretzell, Erste Bürgermeisterin\r\nUnterstützt als Einzelperson von:\r\nProf. Dr. Dierk Bauknecht Professor für Nachhaltigkeits- und Transformationsforschung, Universität Freiburg & Senior Researcher, Öko-Institut e.V.\r\nProf. Dr. Uwe Schneidewind Oberbürgermeister Stadt Wuppertal\r\nSilke Stremlau Vorsitzende des Sustainable Finance-Beirates der Bundesregierung in der 20. Legislaturperiode\r\nZusammenfassung\r\nDie unterzeichnenden Institutionen und Personen unterstützen die folgenden Empfehlungen an die Bundes- und Landesregierungen. Damit sollen Kommunen in Deutschland effizient und effektiv in die Lage versetzt werden, insbesondere Mittel der neuen Sondervermögen Infrastruktur und Klimaschutz für die Bewältigung von Klima- und Umweltschutzaufgaben zu nutzen:\r\n1. Wirkungsorientierung für Klima- und Umweltschutz als Steuerungsprinzip\r\n2. Unbürokratisch und flächendeckend: der thematische Budget-Ansatz\r\n3. Privates Kapital hebeln: Gewährung von Risikoübernahmen und differenzierte Anrechnung kommunaler Schulden\r\n4. Lernen für Finanzierungsinnovationen: Reallaboransatz\r\n5. Pflicht- und Gemeinschaftsaufgabe Klimaschutz und Klimawandelanpassung\r\nDiese Lösungsansätze wurden in Workshops des Projekts “turnaround money II – Kommunale Finanzen neu denken“ gemeinsam mit Akteuren aus Kommunen, kommunalen Unternehmen, Verbänden der Daseinsvorsorge, öffentlichen und privaten Unternehmen der Finanzwirtschaft, sowie Ministerien und Behörden auf Bundes- und Landesebene zusammengestellt und von den Unterzeichnenden als zentral erachtet.\r\nPräambel\r\nStädte und Gemeinden spielen eine zentrale Rolle im Umwelt- und Klimaschutz. Die Relevanz einer lokalen Umsetzung entsprechender Maßnahmen und die Notwendigkeit zur Entwicklung integrierter Strategien und Handlungspläne auf kommunaler Ebene wird zunehmend im politischen Mehrebenensystem erkannt, akzeptiert und auch gefördert. Dies gilt nicht nur für die europäische Ebene (etwa durch den European Green Deal der EU-Kommission, aber auch dem Konvent der Bürgermeister und neuerdings den Missionen für ‚klimaneutrale und intelligente Städte‘ oder ‚Anpassung an den Klimawandel‘), sondern auch für die nationale Ebene (z.B. mit der Nationalen Klimaschutzinitiative (NKI), der Klimaanpassungsstrategie der Bundesregierung, dem Programm „Natürlicher Klimaschutz“, Biodiversitätspläne etc.) und die Ebene der Bundesländer. Doch zahlreiche Kommunen sehen sich großen Herausforderungen gegenüber: Es mangelt an finanziellen Mitteln und Personal, sodass Umwelt- und Klimaschutzprojekte oft mit Aufgaben der sozialen Daseinsvorsorge konkurrieren.1\r\nAls Lösungsansatz haben sich zahlreiche Akteure in Deutschland die Forderung nach einer verfassungsrechtlichen Verankerung einer Gemeinschaftsaufgabe Klimaschutz und/oder Klimaanpassung zu eigen gemacht, um so den Kommunen mehr finanzielle Mittel für entsprechende Klimamaßnahmen bereitzustellen. Darüber hinaus steht auch die Forderung nach einer Überführung zur Verankerung von Klimaschutz und Klimaanpassung in den Kanon der kommunalen Pflichtaufgabe im Raum, um so eine Konkurrenz mit anderen Aufgaben der Daseinsvorsorge zu vermeiden2.\r\nDas Ziel der Klimaneutralität wurde auch von zahlreichen Städten in Deutschland erklärt. Von der Europäischen Kommission wurde die Mission für 100 Klimaneutrale und Intelligente Städte bis 2030 ins Leben gerufen, an der in Deutschland acht sogenannte Mission-Städte (Aachen, Dortmund, Dresden, Heidelberg, Leipzig,\r\n1 Difu 2025\r\n2 Klima-Bündnis 2022 & 2024, Klima-Allianz et al. 2023, Difu 2024, Difu 2025, Klima-Allianz 2025, Präsidiums des Deutschen Städtetages 2025, Umweltministerkonferenz 2025\r\nMannheim, München und Münster) teilnehmen. Diese Vorreiter-Städte haben enorme Arbeit geleistet und umfangreiche Aktionspläne sowie Investitionspläne zu deren Umsetzung erarbeitet. Eine gezielte finanzielle Förderung der EU-Missionsstädte im Rahmen des KTF kann als Transformationsmotor für alle Kommunen wirken: Die dort entwickelten Lösungen, Finanzierungsmodelle und Verwaltungsprozesse schaffen übertragbare Strukturen und erleichtern es auch anderen Städten, schneller und effizienter klimaneutral zu werden. Hindernisse, bestehend aus organisatorischen Kapazitäten, regulatorischen Barrieren sowie bürokratischen Hürden, müssen adressiert werden, wenn die Bundesregierung diese und alle anderen Städte in ihren Ambitionen effektiv und effizient unterstützen will.\r\nDer Koalitionsvertrag der neuen Bundesregierung sowie das im März d. J. neu geschaffene Sondervermögen Infrastruktur für Länder und Kommunen sowie die finanzielle Aufstockung des Klima- und Transformationsfonds (KTF) eröffnen nun die Chance, investive Mittel an Länder und Kommunen im vereinfachten Verfahren bereitzustellen und mit einer Wirkungsorientierung zu verknüpfen3. Gleichzeitig bietet es sich an, gezielt regulatorische Experimentierräume zu schaffen, um zu erproben, wie die inzwischen vielfach kritisierten Hürden der unzähligen Förderprogramme zumindest partiell überwunden werden könnten. Insbesondere Förderansätze zur Hebelung privater Investitionsvolumina ließen sich stärken. Denn die öffentliche Hand alleine wird die projektierten Transformationsbedarfe nicht bewerkstelligen können.\r\n3 Vgl. Koalitionsvertrag 2025, S.40: „Mit dem Errichtungsgesetz zum Sondervermögen werden wir klare Ziele und Investitionsfelder definieren, eine Erfolgskontrolle verknüpfen und wo möglich privates Kapital hebeln.“\r\nSowie auf S.44: „Durch Öffnungs- und Experimentierklauseln in neuen und bestehenden Gesetzen sowie durch Reallabore und Abweichungsrechte werden wir die Innovationskraft Deutschlands fördern und unsere Gesetzgebung verbessern. Dies dient insbesondere der Stärkung der Gestaltungsmöglichkeiten von Bund, Ländern und Kommunen“\r\nDie dargestellten Probleme und Lösungsansätze wurden im Kern in Workshops des Projekts “turnaround money II – Kommunale Finanzen neu denken“ gemeinsam mit Akteuren aus Kommunen, kommunalen Unternehmen, Verbänden der Daseinsvorsorge, öffentlichen und privaten Unternehmen der Finanzwirtschaft, sowie Ministerien und Behörden auf Bundes- und Landesebene behandelt.\r\nFolgende Empfehlungen richten sich hiermit an die Bundes- und Landesregierungen4:\r\n1. Wirkungsorientierung für Klima- und Umweltschutz als Steuerungsprinzip\r\nAus dem Sondervermögen Infrastruktur für Länder und Kommunen sollten Umwelt-, Klima- und Klimaanpassungsmaßnahmen finanzierbar sein; der KTF ist seiner Zweckbindung entsprechend wirksam für Klimaschutzmaßnahmen einzusetzen. 5.\r\nEine wirkungsorientierte Mittelvergabe6 wird als Steuerungsprinzip für alle Mittel aus den Sondervermögen empfohlen. Dieses Prinzip stärkt die Forderung nach einer an Effektivität orientierten Finanzpolitik – welche einen Legitimitätsverlust vorbeugen kann, der ohne sichtbare Erfolge der Mittelnutzung einzutreten droht – und wird im Folgenden mit flankierenden Empfehlungen verbunden.\r\n4 Die berücksichtigten Finanzierungsmechanismen spiegeln keine Vollständigkeit der nötigen Maßnahmen wider. Weitere Aspekte sind z.B. Altschulden und die Forderung nach einem bundesweiten Entschuldungsprogramm, oder die Beteiligung der Kommunen an den Einnahmen aus der CO₂-Bepreisung, u.v.m.\r\n5 Vor dem Hintergrund der Zweckbestimmung des Artikel 143h Absatz 1 Grundgesetz, Artikel 20a Grundgesetz und § 13 Absatz 2 Klimaschutzgesetz werden Investitionen aus dem Sondervermögen, die neue fossile Abhängigkeiten schaffen oder den Klimazielen entgegenstehen, in einem Rechtsgutachten im Aufrtag des WWF, als verfassungsrechtlich höchst problematisch eingestuft.\r\n6 RNE 2024\r\n2. Unbürokratisch und flächendeckend: der thematische Budget-Ansatz\r\nDamit die Mittelzuweisung effektiv und auch effizient stattfindet, sollten thematische Budget-Ansätze genutzt werden. Dies wurde kürzlich bereits vom Deutschen Städtetag in der Hannoverschen Erklärung7 gefordert, sowie zum Beispiel im Sächsischen Gesetz über das Kommunale Energie- und Klimabudget (KommEGK) oder im Rahmen des Rheinland-Pfälzischen Kommunalen Investitionsprogramm Klimaschutz und Innovation (KIPKI) bereits in Ansätzen etabliert und erprobt8.\r\nDie Kernelemente dieses Ansatzes sind:\r\n• Pauschalierte Zahlungen an Kommunen, i. d. R. auf Basis der Einwohnerzahl;\r\n• Unkomplizierter Mittelabruf, etwa durch einfache Mitteilung an das zuständige Ministerium;\r\n• Verbindliche Zweckbindung der Mittel für Maßnahmen des Klimaschutzes und der Transformation;\r\n• Verwendungskataloge (Positivlisten), die definieren, wofür Mittel verwendet werden dürfen (teilweise verbindlich, teilweise empfehlend);\r\n• Niedrigschwellige Nachweispflichten, z. B. im Rahmen bestehender haushaltsrechtlicher Aufsicht oder über Fachbehörden.\r\nSolche thematischen Budget-Ansätze können für eine einfache und schnelle Zuteilung der mit den Sondervermögen bereitgestellten Ressourcen für kommunale Investitionen sorgen. Damit verbunden werden eine Verlässlichkeit und Planungssicherheit für Kommunen, eine Minimierung des Verwaltungsaufwands, eine Zweckbindung mit Flexibilität, sowie der Schutz vor Zweckentfremdung von\r\n7 Deutscher Städtetag (Hannoversche Erklärung) 2025\r\n8 Wichtig aus den bisherigen Erfahrungen mitzunehmen ist, konkret mit dem KIPKI, dass die Mittel des Sondervermögens zusätzliche und schwerer zu finanzierende Projekte anstoßen und sich nicht ausschließlich auf schnell amortisierende Investitionen beschränken.\r\nMitteln sichergestellt. Wir begrüßen daher den Ansatz im Koalitionsvertrag (S.54) zur Verschlankung des Förderwesens und der Absicht, die Mittel zweckgebunden sowie pauschal zuzuweisen.\r\nEin konkreter Vorschlag ist, als Vorlage für eine solche Budget-orientierung in Anlehnung an das Kommunal-Investitions-Förderungsgesetz (KInvFG) und der dafür geschaffenen rechtlichen Grundlage (§104b GG) aufzubauen.\r\nDie Forderung nach Wirkungsorientierung (Abschnitt 1) kann mit diesem Budgetansatz verbunden werden. Dies ist insbesondere in Politikbereichen der Fall, wo bestehende Gesetze bereits konkrete operationalisierbare Ziele vorgeben und somit eine Grundlage für Berichtspflichten ohne zusätzliche Bürokratie ermöglichen9.\r\nDamit ist der Budgetansatz ein innovatives und rechtlich konsolidierbares Instrument, um die Ziele des Sondervermögens auf kommunaler Ebene effektiv umzusetzen. Es ist gleichzeitig politisch anschlussfähig gegenüber Bund und Ländern.\r\n3. Privates Kapital hebeln: Zugang zu Eigen- und Fremdkapitalerleichtern durch Gewährung von Risikoübernahmen und differenzierter Anrechnung kommunaler Schulden\r\nKommunale Unternehmen und Genossenschaften, die vor Ort die Wärmewende10 umsetzen, benötigen deutlich mehr Eigen- und Fremdkapital als aktuell von den Kommunen zur Verfügung gestellt werden kann. Vertreter der kreditwirtschaftlichen Verbände und ihre Mitglieder darunter Förderbanken sowie Landesbanken und auch Sparkassen aber auch private institutionelle Anleger, erarbeiten\r\n9 So z.B. in der aktuell wichtigen Wärmeplanung: Durch die Verbindung mit dem Wärmeplanunggesetz (WPG) kann der Budgetansatz auch mit einer Wirkungsorientierung verbunden werden. Das Gesetz verpflichtet Kommunen schrittweise zur Erstellung eines Kommunalen Wärmeplans (KWP). Jeder KWP muss eine Potentialanalyse beinhalten, welche, gleichbedeutend mit einer Wirkungsorientierung, die Verwendung des Budgets sicherstellt.\r\n10 In den Workshops wurde die Risikoübernahme insbesondere für die Wärmewende vertieft behandelt. Prinzipiell wären die hier empfohlenen Punkte auf für andere Themenfelder der Energiewende ausweitbar und sinnvoll.\r\nderzeit Lösungsansätze für Ausgestaltung von Fonds, sowohl für die Eigen- als auch für die Fremdkapitalseite. Um verstärkt privates Kapital zu mobilisieren wird empfohlen, einen Teil des Sondervermögens zur Gewährung von Risikoübernahmen auf Landes- und Bundesebene zu nutzen11. und auf diese Weise eine Hebelwirkung des öffentlichen Kapitals umzusetzen. Die Förderbanken des Bundes und der Länder können dabei in ihrer Rolle als Fördergeber die öffentlichen Mittel effektiv über den Einsatz von Finanzierungsinstrumenten, wie bspw. Bürgschaften, umsetzen.\r\nAus dem auf Bundesebene verbleibenden Sondervermögen sollte ein Fond für Risikoübernahmen geschaffen werden, der insbesondere private Eigenkapitalgeber für Unternehmen/Anstalten absichert, die die kommunale Wärmewende umsetzen. Hierbei soll die Gewährung von Bürgschaften, Garantien oder Haftungsfreistellungen bei höheren Investitionsrisiken erfolgen, z.B. vereinfacht nach zuvor zu definierenden Risikoklassen.\r\nAus dem Sondervermögen, das an die Länder geht, soll durch zusätzliche Risikoübernahmen die Kreditaufnahmefähigkeit der finanzschwachen Kommunen wiederhergestellt werden. Dadurch wird den Kommunen die Ausgabe von kommunalen Bürgschaften an zum Beispiel ihre kommunalen Unternehmen oder Genossenschaften ermöglicht, damit diese wiederum zu günstigen Konditionen Fremdkapital aufnehmen können12. Die bewährte Kommunalbürgschaft gerät durch die steigende Gesamtverschuldung der Kommunen derzeit an ihre Grenzen. Durch die gezielte Bereitstellung von Bürgschaften für die Kommunen zur Ausgabe von Kommunalbürgschaften an ihre kommunalen Unternehmen sollte es den Aufsichtsbehörden aber zukünftig wieder möglich sein, eine differenzierte Sichtweise einzunehmen und dieses bewährte Vorgehen weiterhin zu ermöglichen.\r\n11 vgl. auch Forderung 6 in Deutscher Städtetag: Hannoversche Erklärung, Mai 2025\r\n12 evtl. Prüfung nötig, ob beide Ebenen der öffentlichen Bürgschaft (für EK durch Bund und FK durch Bundesländer) nicht gemeinsam (statt getrennt) beihilferechtlich geprüft werden können.\r\nDie Mittel des KTF sollten hingegen ausschließlich für die Speisung der Förderprogramme bzw. thematischen Budgets (s. Vorschlag 2) genutzt werden.\r\nUm die Kommunen auch in Zeiten angespannter Finanzen in die Lage zu versetzen, die Gesellschafterpflicht zur Bereitstellung einer ausreichenden Eigenkapitalbasis für ihre Stadtwerke zu ermöglichen, bedarf es zudem einer vereinfachten Genehmigungspraxis für zweckgebundene Kreditaufnahmen. Ein ergänzender und einfacherer Weg insbesondere auch für kleinere Kommunen und damit für den ländlichen Raum wäre es, deshalb Eigen- und Fremdkapital stärkende kommunale Kredite13 sowie Bürgschaften an die mit dem Aufbau klimaneutraler Wärmeversorgung betrauten Versorgungsunternehmen durch die Aufsichtsbehörden nicht (vollständig) bei der Ermittlung der Verschuldung der Kommunen in Hinblick auf deren Verschuldungsgrenzen aus der genehmigten Haushaltssatzung anzurechnen. Damit würde der Spielraum der Kommunen auch für Investitionen (inkl. Fremdkapitalaufnahme bei privaten Finanzierern und Fördergeldnutzung) als Hebel gestärkt. Ein solches Modell könnte zunächst in ausgewählten Fällen als Reallabor erprobt und für damit für eine ggfs. spätere Ausweitung gestaltet werden. Eine derartige Flexibilisierung der kommunalrechtlichen Rahmenbedingungen könnte die Kommunen befähigen, im Rahmen von zusätzlichen, in die Transformation investierten Kreditaufnahmen, zum Beispiel das zwingend notwendige Eigenkapital in die Stadtwerke einzubringen, ohne die eigentliche Kreditfähigkeit zur Bewältigung der Aufgaben im Kernhaushalt einzuschränken.\r\nDie aufgeführten Mechanismen würden die Nutzung öffentlicher Gelder inkl. des Sondervermögens flexibler nutzbar machen und noch zusätzlich Fremdkapital hebeln. Sie sind zudem essenziell, damit die Kapitalkosten für die Investitionen niedrig bleiben und\r\n13 vgl. die Umsetzung der Weitergabe kommunaler Kreditaufnahmen an kommunale Unternehmen im Niedersächsischen Kommunalverordnungs-Gesetz (NKomVG §121a)\r\nsomit am Ende auch den Kunden bezahlbare Energiepreise und den Kapitalinvestoren marktgerechte Renditen ermöglichen zu können.\r\n4. Lernen für Finanzierungsinnovationen: Experimentierräume/Reallaboransatz\r\nWo in den jeweiligen Bundesländern juristische Hemmnisse bestehen, innovative Finanzierungsmechanismen auf kommunaler Ebene zu erproben, sollten Reallabore im Rahmen von Experimentierklauseln eingesetzt werden. Dies ist bereits in der Reallabor-Strategie und des Reallabor-Gesetzentwurfes (2024)14 des Bundes angelegt und sollte von der neuen Bundesregierung zeitnah beschlossen werden. Ergänzend sollte ein Bundesförderprogramm eingerichtet werden, das solche Reallabore systematisch unterstützt, z.B. für die wissenschaftliche Evaluation der Innovationsansätze.\r\nSolche Reallabore könnten z.B. zu folgenden Themenfeldern zum Einsatz kommen:\r\n● Experimentierklausel im BEG für KfW 464, um eine Nutzung von Fördermittel in Kombination mit privaten Investitionen, Fördermitteln als Eigenkapitalanteil, und der Bündelung mehrerer Projekte (Portfolioförderung) in Einzelanträgen zu erlauben.\r\n● Flexibilität im Beihilferecht in Verbindung mit Experimentierklauseln in der EU-Regulierung, z.B. in Bezug auf den NetZero Industry Act (NZIA)\r\n● Nichtanrechnung von kommunalen Schulden auf die Verschuldungsgrenzen im Falle der kreditgestützten Eigenkapitalstärkung eigener Unternehmen der Kommunen (s. Abschnitt 3).\r\n14 Reallabor-Gesetzentwurf 2024\r\n5. Pflicht- und Gemeinschaftsaufgabe Klimaschutz und Klimawandelanpassung\r\nDer Beschluss einer Gemeinschaftsaufgabe Klimaschutz und Klimaanpassung, zur Bereitstellung finanzieller Mittel, sowie die Verankerung von Klimaschutz und Klimaanpassung in kommunalen Pflichtaufgaben, zur Vermeidung von Konkurrenzen mit Aufgaben der Daseinsvorsorge, wurde von zahlreichen Akteuren in Deutschland gefordert (siehe Fußnote 1).\r\nEs braucht einen gemeinsamen, langfristigen Finanzierungsmechanismus von Bund und Ländern für kommunalen Klimaschutz und Klimaanpassung. Eine Gemeinschaftsaufgabe nach Art. 91a GG würde eine solche Bund-Länder-Mischfinanzierung ermöglichen, die verfassungsrechtlich nur in Ausnahmefällen erlaubt ist. Eine solche Gemeinschaftsaufgabe würde die langfristige Planbarkeit, Effizienz und Flexibilität bei der Bereitstellung finanzieller Mittel sicherstellen und diese gezielt dort einsetzen, wo Investitionen in den Klimaschutz den größten Nutzen erzielen. Gleichzeitig stellt sie ein politisches Bekenntnis dar, Klimaschutz ebenenübergreifend anzugehen. Die Ausgestaltung muss hierbei unbürokratisch gestaltet werden (siehe Punkt 2).\r\nIm Rahmen der Verhandlungen des im Koalitionsvertrags angekündigten Zukunftspaktes zwischen Bund, Ländern und Kommunen sollte die parallele Verankerung von Klimaschutz und Klimaanpassung als kommunale Pflichtaufgaben geregelt werden, wenn die Finanzierung wie oben dargestellt gesichert ist. Dies würde eine flächendeckende Umsetzung entsprechender Maßnahmen sicherstellen – und somit die Erreichung der Ziele des nationalen Klimaschutzgesetzes ermöglichen.\r\nDie oben dargestellten Empfehlungen und weitere Schritte stellen essenzielle Bausteine zur Modernisierung der Infrastruktur in Deutschland im Einklang mit dem notwendigen Ziel der Klimaneutralität und der Stärkung eines innovativen\r\nIndustriestandorts dar. Die Unterzeichner der vorliegenden Stellungnahme fordern daher die Bundesregierung und alle Landesregierungen auf, diese im anstehenden Beschluss des Errichtungsgesetzes und weiterer Regulierungen zur Verwendung der Sondervermögen zu berücksichtigen.\r\nBasierend auf den Ergebnissen des Workshops aus dem Projekt „TurnaroundMoney2 – Kommunale Finanzen neu denken“, am 28.05.2025 in Berlin\r\nGefördert vom Bundesministerium für Umwelt und Verbraucherschutz (BMUV), im Rahmen der Europäischen Umweltschutzinitiative EURENI – durchgeführt von u.a. Fair Finance Institute und ICLEI European Secretariat.\r\nKontakt\r\nKoordinatoren des Empfehlungspapiers:\r\n▪ Niklas Mischkowski (ICLEI European Secretariat, Head of Governance Innovation), niklas.mischkowski@iclei.org; +49 761 368 92 996\r\n• Markus Duscha (Fair Finance Institute, geschäftsführender Gesellschafter), markus.duscha@fair-finance-institute.de +49 6221 42 63 793\r\nWeitere Ansprechpersonen bei Mitunterzeichnenden:\r\n▪ Kai Bergmann (Germanwatch, Referent für deutsche Klimapolitik): bergmann@germanwatch.org\r\n▪ Dr. Tobias Lechtenfeld (Tech for Net Zero, Executive Director): tobias.lechtenfeld@techfornetzero.org\r\n▪ Eileen Roth (Stadt Mannheim, Leiterin Klimapolitik) & Roman Mendle (Stadt München, Leitung der Stabstelle Mission Klimaneutralität), für die Gruppe der stronGERcities: eileen.roth@mannheim.de roman.mendle@muenchen.de\r\n▪ Peter Ugolini-Schmidt (EWS – Elektrizitätswerke Schönau, Leiter Politik): p.ugolini-schmidt@ews-schoenau.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-06-23"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020116","regulatoryProjectTitle":"Empfehlungen an das Bundeswirtschaftsministeriums zur zukünftigen Ausgestaltung des Energiewirtschaftsrechts, mit Fokus auf Energy Sharing","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/de/b2/625000/Stellungnahme-Gutachten-SG2510010049.pdf","pdfPageCount":10,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nSchönau, den 18.07.2025\r\nEWS-Rückmeldung zum Referentenentwurf für eine Gesetzesänderung des Energiewirtschafts-rechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich, zur Änderung weiterer energie-rechtlicher Vorschriften sowie zur rechtsförmlichen Bereinigung des Energiewirtschaftsrechts.\r\n\r\nDie EWS empfehlen zur Verbesserung des Referentenentwurfs:\r\n•\tEinführung der Absicherungspflicht ausnahmslos für alle Energielieferanten.\r\n•\tVorgezogenen Start der gemeinsamen Internetplattform durch die Netzbetreiber bei gleichzeitiger Vereinfachung im Geiste des § 14e EnWG.\r\n•\tEnergy Sharing energiewirtschaftlich sinnvoll und netzdienlich ausgestalten.\r\n•\tMöglichkeit für Stromlieferanten erhalten, sich außerordentlich von einem Vertrag zu lösen.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n \r\n1. Einleitung \r\nDie EWS setzen sich für eine 100 Prozent erneuerbare und bürgernahe Energieversorgung ein. Dies bedeutet aus unserer Sicht großen Reformbedarf im Energiewirtschaftsrecht, welches zu Teilen immer noch die fossile Energiewelt widerspiegelt. Auch ergibt sich aufgrund neuer EU-Regeln zum Strommarktdesign Handlungsbedarf im nationalen Recht. Wir begrüßen daher im Grundsatz die Stoßrichtung des Referentenentwurfs.\r\nPositiv bewerten wir unter anderem, dass mit dem Regulierungsvorschlag zu Energy Sharing erstmals ein Regelwerk geschaffen werden soll, dass es kleineren Akteuren und Verbraucherinnen und Verbrauchern erleichtern könnte, sich aktiver an der Energiewende zu beteiligen und hierdurch Akzeptanz und Teilhabe zu schaffen. Sehr kritisch bewerten wir, dass RLM-Messungen vorausge-setzt werden. Dies würde die Umsetzungskosten unnötig in die Höhe treiben und voraussichtlich die Unwirtschaftlichkeit des Modells bedeuten.\r\nDer weiterhin unklare Begriff der Kundenanlage verursacht erhebliche Rechtsunsicherheit – bspw. bei Mieterstromprojekten. Hier besteht dringender Präzisierungsbedarf.\r\nDie fehlende Aktualisierung des Bundesbedarfsplans ist ein schwerwiegendes Defizit. Die im NEP 2023-2037/2045 identifizierten 60 Netzausbauprojekte gelten als wesentlich für die Energiewende. Das Abwarten auf weitere Forschungsergebnisse darf kein Vorwand für Verzögerungen im Netz-ausbau sein.\r\nDie gesetzliche Verpflichtung zur Vereinheitlichung der Netzzugangsbedingungen ist ausdrücklich zu begrüßen. Sie fördert Markttransparenz und senkt bürokratische Hürden.\r\nMit der vorliegenden Stellungnahme möchten wir die aus unserer Sicht wichtigsten Punkte zur weiteren Verbesserung des Referentenentwurfs für ein Gesetz zur Änderung des Energiewirt-schaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich, zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften sowie zur rechtsförmlichen Bereinigung des Energiewirtschafts-rechts vom 10.07.25 beitragen.\r\n\r\n2. Anmerkungen zu einzelnen EnWG-Änderungen\r\nEinführung einer Absicherungspflicht für Energielieferanten (§5, 4a):\r\nDie EWS unterstützen ausdrücklich das Anliegen des Gesetzgebers, eine Absicherungspflicht für alle Energielieferanten einzuführen. Die Erfahrungen aus der Energiepreiskrise, in der insbesonde-re Discountanbieter keine ausreichende, langfristige Absicherung ihrer Lieferverträge vorgenom-men hatten, und dadurch Kundinnen und Kunden in eine schwierige Situation brachten, verdeut-lichen den Handlungsdruck. Es ist daher aus unserer Sicht folgerichtig, ausnahmslos alle Ener-gielieferanten zur Vorhaltung angemessener Maßnahmen zu verpflichten und dies entsprechend zu monitoren bzw. bei Bedarf durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) anfordern zu lassen. \r\nJedoch sollten die Vorgaben deutlich weitergehender als die Mindestvorgaben der EU ausgestal-tet werden, um hierdurch einen signifikanten Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten zu können. Die EWS sehen weitergehende Verpflichtungen als Beitrag zu Stärkung der Versorgungssicher-heit, über den wesentlich kostenintensivere Optionen zur Sicherstellung der Versorgungssicher-heit, wie zum Beispiel die Einführung eines zentralen Kapazitätsmechanismus, vorgebeugt wer-den kann. Vor diesem Hintergrund ist es aus unserer Sicht auch sinnvoll, die Absicherungspflicht ausnahmslos für alle Energielieferanten einzuführen.\r\nDie EWS appellieren jedoch an den Gesetzgeber die im Zuge der Nachweispflicht entstehenden bürokratischen Aufwände gering zu halten und hier mit Augenmaß vorzugehen. Vielmehr sollten die bewährten Prozesse in Abstimmung mit der BNetzA konsequent bei allen Lieferanten ange-wendet und schuldhafte Verfehlungen seitens Lieferanten stärker sanktioniert werden. Auf die Einführung neuer, zusätzlicher Abstimmungsformate sollte hingegen verzichtet werden.\r\nVorschlag einer Gesetzesanpassung:\r\n„(4a) Alle Stromlieferanten, die Haushaltskunden mit Elektrizität beliefern, müssen zur Gewährleistung ihrer wirtschaftlichen Leistungsfähigkeit angemessene Absicherungsstra-tegien entwickeln und befolgen, um das Risiko von Änderungen des Elektrizitätsange-bots auf dem Großhandelsmarkt für die wirtschaftliche Tragfähigkeit ihrer Verträge mit Kunden zu begrenzen und gleichzeitig die Liquidität an Kurzfristmärkten und die von die-sen Märkten ausgehenden Preissignale aufrechtzuerhalten. Sie müssen darüber hinaus angemessene Maßnahmen ergreifen, um das Risiko eines Ausfalls der Belieferung ihrer Kunden zu begrenzen. Die Bundesnetzagentur kann von dem Stromlieferanten jederzeit, auch im Rahmen des Monitorings nach § 35, die Vorlage der Absicherungsstrategien nach Satz 1 und, sofern die Absicherungsstrategie und die Maßnahmen nach Satz 2 nicht geeignet sind, die in Satz 1 genannten Ziele zu erreichen, Anpassungen verlan-gen.“ \r\n\r\nEinstellung einer gemeinsamen Internetplattform durch die Netzbetreiber (§20b)\r\nDie EWS begrüßen den Vorschlag, dass seitens der Netzbetreiber zeitnah eine gemeinsame, standardisierte Internetplattform zur Verfügung gestellt werden soll. Dies kann auch nach unserer Einschätzung den Datenaustausch im Zusammenhang mit der Abwicklung des Netzzugangs vereinfachen. Insbesondere im Zuge der Umsetzung neuer Geschäftsmodelle wie zum Beispiel der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung und Energy Sharing mangelt es aktuell noch an den effizienten MaKo-Prozessen und geeigneten, standardisierten Informationsaustauschformaten. Die Erfahrungen aus dem Bereich des solaren Mieterstroms zeigen, dass die individuellen Ab-stimmungen mit einer Vielzahl an Netzbetreibern und in unterschiedlichen Informationsaustausch-formaten nicht nachhaltig, sondern für alle Beteiligten sehr zeit- und ressourcenintensiv ist. Wir empfehlen zur Beschleunigung der Einführung die Umsetzungsfristen möglichst frühzeitig umzu-setzen und dagegen Vereinfachungen im Geiste des § 14e EnWG zuzulassen. Vorstellbar ist hier, dass der Aufbau der Plattform an eine Reihe größerer Netzbetreiber delegiert wird, die dann feder-führend tragfähige Standards für die gemeinsame Plattform erarbeiten.\r\n\r\nVerpflichtung zum Angebot von Festpreisverträgen (§ 41a, Abs. 4-6)\r\nDie EWS lehnen die verpflichtende Einführung von Festpreisverträgen nach § 41a Abs. 4-6 wei-terhin entschieden ab. Der deutsche Strommarkt ist im Vergleich zu anderen Strommärkten durch eine außerordentlich hohe Wettbewerbsintensität geprägt. Viele Versorger haben bereits heute Festpreisverträge in ihrem Portfolio. Für Verbraucherinnen und Verbraucher gibt es daher jederzeit die Möglichkeit, auch einen Festpreisvertrag abzuschließen. Wir fürchten, dass der vor-liegende Regulierungsvorschlag zudem eher Verwirrung stiften wird als Vertrauen. Beispielsweise sieht Abs. 4 vor, dass nur der Versorgeranteil begrenzt werden soll. Somit wären ca. 50% des Endverbraucherpreises, die über staatlich regulierte Preisbestandteile wie Abgaben, Entgelte und Umlagen bestimmt sind, nicht von der Fixierung erfasst. Diese Preiskomponenten können daher sehr wohl während der Laufzeit schwanken. Gleichwohl suggeriert die Ankündigung eines Fest-preisvertrages mit Laufzeit- und Preisfixierung bei Verbraucherinnen und Verbrauchern, dass es während der Laufzeit ein stabiles Preisniveau gibt. Es ist vorstellbar, dass es hier zu einer erheb-lich anderen Erwartungshaltung seitens der Kundinnen und Kunden kommt und dies den Kom-munikationsbedarf gegenüber diesen erhöht. Parallel zur Verpflichtung eines Festpreisangebots gilt es ab dem 01.01.2025 auch einen dynamischen Tarif für alle Versorger im Angebot zu haben, was ebenfalls mit einem hohen Kommunikations- und Erklärungsbedarf einhergeht. Warum reine Anbieter dynamischer Tarife von der Verpflichtung zum Angebot eines Festpreistarifes ausge-schlossen werden sollen, erschließt sich uns vor dem Hintergrund der Diskriminierungsfreiheit ebenso wenig.\r\nBesonders kritisch sehen wir jedoch, dass in Artikel 1 § 41a Abs. 4 Satz 3 EnWG eine wichtige Formulierung aus dem ursprünglichen Referentenentwurf gestrichen wurde. Während im ersten Referentenentwurf das Recht der Stromlieferanten auf außerordent-liche Kündigung „im Grundsatz“ berücksichtigt wurde, entfällt dieses Recht in der vor-liegenden Fassung vollständig. Wir halten die vorgenommene Streichung von „im Grundsatz“ für eine möglicherweise unbeabsichtigte Verschärfung, die dringend über-arbeitet werden sollte. Eine angemessene Anpassung wäre, zumindest außerordentli-che Kündigungen bei wesentlichen Vertragsverletzungen (z.B. dauerhafter Zahlungsver-zug) ausdrücklich zuzulassen. Dies würde eine gravierende ungleiche Risikoverteilung zulasten der Stromlieferanten verhindern und die Interessen von Stromlieferanten und Kunden wieder in ein ausgewogenes Verhältnis bringen.\r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\n[…] Darüber hinaus können sich die Stromlieferanten Rechte zur einseitigen Be-endigung ordentlichen Kündigung des Vertrages oder einseitigen Änderung des Preises während der vereinbarten Laufzeit der Preisgarantie nicht wirksam vor-behalten. […]\r\n\r\nEinführung des Energy Sharing (§42c)\r\nDie EWS begrüßen ausdrücklich, dass der deutsche Gesetzgeber eine explizite Regelung für die gemeinsame Nutzung elektrischer Energie aus Anlagen zur Erzeugung von Elektrizität aus erneu-erbaren Energien (sogenanntes Energy Sharing) schaffen will. Damit reagiert der Gesetzgeber auf Vorgaben aus der europäischen Gesetzgebung und greift eine langjährige politische Forderung vieler Akteure aus der Bürgerenergie- und der Erneuerbaren-Energien-Branche auf.\r\nPositiv bewerten wir, dass mit dem Regulierungsvorschlag ein Regelwerk geschaffen werden soll, dass es vor allem kleineren Akteuren und Verbraucherinnen und Verbrauchern erleichtern könnte, sich aktiver an der Energiewende zu beteiligen.  \r\nDer Einbezug von Speichern und die Einrichtung einer Plattform durch die Verteilnetzbetreiber (siehe oben) sind grundsätzlich sinnvoll, müssen jedoch praxisnah und niedrigschwellig ausgestal-tet werden. \r\nUngeachtet dessen kann der vorliegende Entwurf aus unserer Sicht erst der Anfang sein. Der Gesetzgeber gesteht in der Gesetzeserläuterung selbst ein, dass der vorliegende Regulierungs-rahmen noch nicht für ein massentaugliches Geschäftsmodell taugt. Zu viele Fragen, Prozesse und Umsetzungsschritte lässt der Entwurf offen. Hier sollten im weiteren Verfahren Verbesserun-gen vorgenommen werden.\r\nFolgende Verbesserungsmöglichkeiten sehen wir, um dem Modell wirklich weiter zu helfen:\r\n•\tDie im Referentenentwurf vorgesehene Pflicht zur registrierenden Leistungsmessung mit-tels nach unserer Lesart RLM-Zählern für teilnehmende Abnehmer lehnen wir entschie-den ab. Dies würde die Umsetzungskosten für Energy-Sharing-Projekt unnötig in die Höhe treiben und voraussichtlich die endgültige Unwirtschaftlichkeit des Modells bedeu-ten. Vor dem Hintergrund des nach wie vor sehr schleppenden und in Deutschland sehr teuren Rollouts intelligenter Messsystem empfehlen wir stattdessen, Teilnehmende von Energy Sharing als Pflichteinbaufall im Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) aufzunehmen. Dadurch kann sichergestellt werden, dass die Teilnahmevoraussetzung für interessierte Kundinnen und Kunden am Energy Sharing nicht zu einer Hängepartie wird. Im gleichen Atemzug erwarten wird, dass der Roll-Out intelligenter Messsysteme über flankierende gesetzliche Maßnahmen zügig vorangetrieben wird.\r\n•\tDer Gesetzgeber wollte insbesondere über die Ausnahmetatbestände bei den Lieferantenpflichten die Attraktivität des Modells steigern. Wir empfehlen dem Gesetzgeber hier weiter zu gehen als er dies bislang getan hat und insbesonde-re mehr Konstellationen zuzulassen. Wir sehen insbesondere in der Anhebung der De-minimis-Schwelle auf 2 MW bei den Ausnahmen von den Lieferanten-pflichten einen möglichen Schritt, um die Attraktivität für Energy Sharing zu er-höhen. Entsprechend der europäischen Vorgaben sollte dies eine Befreiung der Pflichten nach § 5 und §40-42 EnWG bedeuten. Hierbei würden folgende Pflich-ten entfallen, Anzeige der Energiebelieferung bei der Bundesnetzagentur (§ 5 EnWG), zur Einhaltung bestimmter Vorgaben bei der Gestaltung von Strom-rechnungen und Lieferverträgen (§§ 40, 41 EnWG) sowie zur Stromkennzeich-nung (§ 42 EnWG).\r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\nzu Artikel 7 § 42c Abs. 1\r\n(7) Die §§ 5 und 40 bis 42 sind gegenüber dem Abnehmer nicht anzuwenden,\r\nwenn\r\n1. die von einem Haushaltskunden nach Absatz 1 betriebene Anlage eine installierte\r\nLeistung von 2 MW nicht übersteigt oder \r\n\r\n•\tSollte dies nicht möglich sein, so sollte zumindest ermöglicht werden, dass mehr als eine Anlage teilnehmen darf, solange die Maximalschwelle von 30 kW bzw. 100 kW nach Abs. 7 nicht überschritten wird. \r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\nzu Artikel 7 § 42c Abs. 2 \r\n(7) Die §§ 5 und 40 bis 42 sind gegenüber dem Abnehmer nicht anzuwenden,\r\nwenn\r\n1. die von einem Haushaltskunden nach Absatz 1 betriebenen Anlagen eine installierte\r\nLeistung von 30 Kilowatt nicht übersteigen oder\r\n2. im Falle eines Mehrparteienhauses durch einen oder mehrere Haushaltskunden,\r\ndie in dem gleichen Gebäude wohnen, nach Absatz 1 betriebenen Anlagen eine\r\ninstallierte Leistung von 100 Kilowatt nicht übersteigen.“  \r\n•\tIn jedem Fall sollte im Gesetz eine Klarstellung erfolgen, dass im Falle der Ein-speisung von Überschussstrommengen aus den Energy-Sharing-Anlagen auch weiterhin die Marktprämie in Anspruch genommen werden kann. Im Sinne der Investitionssicherheit und zur Vermeidung regulatorischer Missverständnisse ist klarzustellen, dass die Teilnahme am Energy Sharing nicht zur Folge hat, dass der Anspruch auf Marktprämie für nicht vor Ort genutzte Strommengen entfällt. Diese Klarstellung ist notwendig, um Doppelanrechnungen zu vermeiden und gleichzeitig sicherzustellen, dass überschüssiger Strom weiterhin im Rahmen des EEG gefördert wird.\r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\nNeuer Artikel 8 zu §42c \r\n(8) Die Inanspruchnahme des Energy Sharing gemäß den Absätzen 1 bis 7 steht der Förderung durch die Marktprämie nach den §§ 19 ff. EEG nicht entgegen. Dies gilt für in Energy-Sharing-Anlagen erzeugte Strommengen, die nicht innerhalb der Sharing-Gemeinschaft verbraucht werden und in das Netz eingespeist werden. Für diese Über-schussmengen bleibt der Anspruch auf Zahlung der Marktprämie unberührt.\r\n\r\n•\tUm das volle Potenzial von Energy Sharing zeitnah zu erschließen sollte das Reallaborgesetz genutzt werden, um kurzfristig modellhaft unterschiedliche Energy-Sharing-Konzepte zu ermöglichen und Erfahrungen zu sammeln. Solche Pilotprojekte können praktische Erfahrungen generieren, bestehende regulatori-sche und technische Hürden sichtbar machen und zugleich als Referenz für ei-ne systematische Weiterentwicklung des Konzepts dienen. Entscheidend ist, dass diese Projekte nicht auf symbolische Einzelfälle beschränkt bleiben, son-dern gezielt in verschiedenen Regionen und Konstellationen aufgesetzt werden, um die Anwendbarkeit und Skalierbarkeit des Modells unter realen Bedingungen zu testen.\r\n•\tZudem ist eine breite Beteiligung zentral für den Erfolg von Energy Sharing. Auch kleine und mittlere Unternehmen (KMU) sowie reine Letztverbraucherinnen und -verbraucher sollten aktiv einbezogen werden. Indem lokale Erzeugung und Verbrauch anteilig abgebildet werden, können gezielt Anreize für netzdienliches Verhalten gesetzt werden. Dies fördert nicht nur den lokalen Ausgleich, sondern auch die Akzeptanz bei nicht selbst erzeugenden Akteuren.\r\n•\tEin weiterer Hebel zur Erhöhung der Netzdienlichkeit liegt in der Kombination von Energy Sharing mit zeitvariablen Netzentgelten. Entgeltsignale, die sich an lokaler Erzeugung und regionalem Verbrauch orientieren, können gezielt zu ei-nem netzstabilisierenden Verhalten der Energy Sharing Gemeinschaft beitragen. Es ermöglicht zudem eine gerechtere Verteilung von Netzentgelten, da regionale Netzentlastungen auch für die Akteurinnen und Akteuren vor Ort wirtschaftlich spürbar werden.\r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\nWeitere Absatz zu Artikel 4 §42c\r\n(4a) (neu) Die gemeinsame Nutzung ist mit zeitvariablen Netzentgelten zu verknüpfen, die sich an lokaler Erzeugung und lokalem Verbrauch orientieren. Diese Netzentgelte sind vom jeweiligen Verteilnetzbetreiber verpflichtend anzubieten. Ziel ist es, netzdienliche An-reize zu setzen und eine wirtschaftlich wirksame Abbildung regionaler Netzentlastung si-cherzustellen.\r\n•\tEs braucht klare energiewirtschaftliche Verantwortlichkeiten innerhalb einer Energy-Sharing-Community. Um Komplexität zu reduzieren und eine effiziente Marktintegration sicherzustellen, sollte jede Community die Möglichkeit haben, einen zentralen Reststromlieferanten zu wählen. Dieser ist zuständig für die Lie-ferung von Strom, der über die lokal erzeugte und geteilte Energie hinausgeht. Ein zentraler Ansprechpartner vereinfacht Abrechnung, Vertragsmanagement und regulatorische Pflichten. Aus systemischer Sicht ist es sinnvoll, wenn die-ser Reststromtarif der Energy Sharing Community dynamisch ausgestaltet ist, da so Preissignale des Großhandelsmarkts besser an die Verbraucherinnen und Verbraucher weitergegeben werden können. Hierdurch kann die Marktdienlich-keit von Energy Sharing gemäß FfE erhöht werden, ohne die Netzdienlichkeit zu reduzieren . Die Wahl eines einheitlichen Reststromlieferanten schafft zudem klare Zuordnungen für Bilanzkreismanagement, Abrechnung und regulatorische Pflichten – und verhindert unnötige Komplexität und Schnittstellenprobleme, wie sie bei mehreren Reststromlieferanten innerhalb einer Community auftreten würden.\r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\nNeuer Artikel 9 zu §42c\r\n(9) Jede Energy-Sharing-Community hat einen einheitlichen Reststromlieferanten zu be-nennen, der für die Belieferung mit Strom außerhalb der gemeinschaftlich genutzten loka-len Erzeugung verantwortlich ist. Der benannte Lieferant übernimmt die energiewirt-schaftlichen Verantwortlichkeiten einschließlich Bilanzkreismanagement, Abrechnung und regulatorischer Pflichten. Der Reststromtarif ist als dynamischer Stromtarif im Sinne von § 41a Absatz 1 auszugestalten. Als Reststromlieferant kann nur ein Unternehmen be-nannt werden, das ein kleines oder mittleres Unternehmen im Sinne der Empfehlung 2003/361/EG der Kommission oder eine registrierte Energiegemeinschaft im Sinne die-ses Gesetzes ist.\r\n•\tEnergy Sharing kann seine netzdienliche Wirkung besonders dann entfalten, wenn es auf lokale Erzeugungs- und Verbrauchsbeziehungen fokussiert ist. Falls sich Energy Sharing wie vorgeschlagen auf ein oder mehrere Bilanzie-rungsgebiete eines Verteilnetzbetreiber beziehen würde, könnten hierdurch nach unserer Ersteinschätzung keine netzentlastenden Effekte realisiert werden. Es sollte daher ein klarer lokaler Bezug eingeführt werden und eine massentaugli-che Regelung eingeführt werden. Findet Energy Sharing mit starkem lokalem Bezug von 4,5 Kilometern statt (siehe Stromsteuerbefreiung im Rahmen der re-gionalen Direktvermarktung nach § 9 des Stromsteuergesetzes), steigt die Wahrscheinlichkeit für eine Netzentlastung deutlich  . \r\n•\tIm vorliegenden Referentenentwurf zu 42c ist Energy Sharing auf Peer-to-Peer-Modelle  beschränkt, bei denen Erzeugung und Verbrauch direkt zwischen ein-zelnen Teilnehmenden abgeglichen werden. U.a. um die Potenziale lokaler Er-zeugung optimal zu nutzen und Stromüberschusses in der Region effizient zu verteilen und die Eigenversorgungsquote innerhalb von Energiegemeinschaften zu maximieren, braucht es die Möglichkeit des Poolings . Durch Pooling kann die gemeinsame Nutzung von Speichern und Steuerungssystemen wirtschaft-lich sinnvoll organisiert und die Integration fluktuierender Erneuerbarer Energien erleichtert werden. Der Gesetzgeber sollte deshalb ausdrücklich klarstellen, dass auch Pooling-Modelle unter den Begriff des Energy Sharings fallen und förderwürdig sind.\r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\nNeuer Absatz zu Artikel 1 §42c\r\n3a. (neu) Innerhalb einer Energy-Sharing-Gemeinschaft ist die Bündelung, Steuerung und gemeinsame Vermarktung von Flexibilitäten aus Erzeugung, Verbrauch und Speicherung zu ermöglichen. Hierzu zählen insbesondere auch Pooling-Modelle, bei denen Energief-lüsse gemeinschaftlich organisiert werden.\r\n•\tEnergiegemeinschaften verfügen über ein erhebliches, bislang ungenutztes Po-tenzial zur Bereitstellung von Flexibilität – sowohl auf der Verbrauchsseite (De-mand Response) als auch durch lokale Erzeugungssteuerung oder Speicherbe-wirtschaftung. Diese Flexibilität kann gezielt zur Netzstabilisierung, zur besse-ren Integration Erneuerbarer Energien und zur Entlastung von Engpasssituatio-nen im Stromsystem eingesetzt werden – vorausgesetzt, die rechtlichen und regulatorischen Voraussetzungen stimmen. Aktuell fehlt es jedoch an einem klaren, praxistauglichen Rechtsrahmen, der es Energiegemeinschaften ermög-licht, ihre Flexibilität systemdienlich zu bündeln und zu vermarkten. Der Ge-setzgeber sollte hier dringend Rechtssicherheit schaffen und u. a. Pooling bzw. die Bündelung lokaler Flexibilitäten ermöglichen.\r\n•\tDie aktive Steuerung und Nutzung von Erneuerbaren und Flexibilität im Rahmen von Energy Sharing erfordert eine digitale Infrastruktur, die Erzeugung, Ver-brauch und Speicher in Echtzeit erfasst und steuert. Intelligente Messsysteme (iMS) und entsprechende Steuerungstechnologien sind hierfür unerlässlich. Damit Energiegemeinschaften ihr volles Potenzial entfalten und frühzeitig zur Systemdienlichkeit beitragen können, sollten Energy-Sharing-Projekte im Rollout intelligenter Messsysteme und Steuerungslösungen prioritär berücksich-tigt werden. Dies bedeutet konkret, dass entsprechende Haushalte und Anlagen bevorzugt mit iMS ausgestattet werden. Nur mit einer solchen digitalen Infra-struktur kann Energy Sharing systemdienlich, flexibel und zukunftsfest umge-setzt werden.  \r\n•\tEnergy Sharing fördert die dezentrale Energiewende, indem es Bürgerinnen und Bürger aktiv an der Erzeugung und Nutzung von Strom beteiligt. Diese direkte Teilhabe kann Akzeptanz für neue Erzeugungsanlagen steigern und insbesonde-re auch einkommensschwächeren Haushalten Zugang zu günstigem, lokal er-zeugtem Strom ermöglichen. Gerade vulnerable Verbrauchergruppen profitieren von der langfristig erhöhten Preissicherheit, die sich u.a. durch stabile Bezugs-kosten ergibt. Voraussetzung dafür ist jedoch ein diskriminierungsfreier Zugang zum Modell – auch ohne Wohneigentum oder umfangreiche Vorkenntnisse. Die Rahmenbedingungen sollten daher so gestaltet werden, dass möglichst viele gesellschaftliche Gruppen – auch Mieterinnen und Mieter oder kleine Genos-senschaften – von Energy Sharing profitieren können.\r\n•\tUm das volle Potenzial von Energy Sharing zu heben und eine breite Beteiligung zu ermöglichen, ist eine attraktive und wirtschaftlich tragfähige Ausgestaltung unerlässlich. Dabei spielen gezielte finanzielle Anreize eine zentrale Rolle. Teil-nehmende an Energy-Sharing-Projekten sollten spürbar von reduzierten Netz-entgelten und Stromsteuern profitieren können – etwa durch eine Befreiung von der Stromsteuer gemäß § 9 StromStG sowie durch die vergünstigte Bereitstel-lung intelligenter Messsysteme, die für die Umsetzung solcher Modelle erforder-lich sind. Darüber hinaus sollte geprüft werden, inwiefern auch weitere Preisbe-standteile wie die Konzessionsabgabe (1,32–2,39 ct/kWh, abhängig von der Gemeindegröße), die Offshore-Netzumlage (0,816 ct/kWh) sowie der Aufschlag für besondere Netznutzung (1,558 ct/kWh) für Energy-Sharing-Teilnehmende reduziert werden können, um bestehende finanzielle Hürden weiter zu senken.\r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\nNeuer Artikel 10 und 11 zu §42c\r\n(10) (neu) Energy-Sharing-Teilnehmende im Sinne des § 42c Absatz 1 sind von der Stromsteuer gemäß § 9 Stromsteuergesetz befreit, sofern die Anlagen zur Erzeugung und der Verbrauchsstandort innerhalb eines Radius von 4,5 Kilometern zueinander lie-gen. Für die gemeinsam genutzte Elektrizität innerhalb dieses räumlichen Begrenzungs-bereichs entfallen zudem folgende Preisbestandteile:\r\n1. die Konzessionsabgabe nach § 7 Absatz 1 Nr. 2 EnWG,\r\n\t2. die Offshore-Netzumlage gemäß § 17 Absatz 1 Nummer 1 Satz 1 EEG,\r\n\t3. der Aufschlag für besondere Netznutzung nach § 19 Absatz 2 Satz 1 EnWG.\r\n(11) Die Netzbetreiber sind verpflichtet, die in Artikel 11 genannten Entgelte bei der Ab-rechnung der Energy-Sharing-Teilnehmenden nicht zu erheben.\r\n\r\n•\tEin weiterer Hebel liegt in der gezielten Öffnung des § 14a EnWG für gemein-schaftlich betriebene steuerbare Anlagen im Rahmen von Energy Sharing, etwa für gemeinsam genutzte Batteriespeicher oder Ladeinfrastrukturen. So könnten auch Bürgergemeinschaften von Netzentgeltreduktionen um bis zu 60 % profi-tieren, was nicht nur die Wirtschaftlichkeit solcher Projekte stärkt, sondern auch gezielt netzdienliches Verhalten honoriert. \r\n•\tDie Entwicklung tragfähiger Energy-Sharing-Communities erfordert nicht nur technische und rechtliche Kenntnisse, sondern auch organisatorische und kommunikative Kompetenzen – insbesondere auf kommunaler und zivilgesell-schaftlicher Ebene. Damit das Modell in die Breite getragen werden kann, braucht es eine zentrale Anlaufstelle, die zum Beispiel bei der deutschen Ener-gie Agentur angesiedelt werden könnte, oder in Kooperation mit lokalen Ener-gieagenturen, die Beratung, Unterstützung und Wissenstransfer bündeln. Vor-bild könnte hier die österreichische Koordinations- und Beratungsagentur für Energiegemeinschaften sein. Eine vergleichbare bundesweite Beratungsinfra-struktur in Deutschland würde Kommunen, Initiativen und Energiegenossen-schaften helfen, Projekte effizient umzusetzen und dauerhaft tragfähig zu be-treiben.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nAnsprechpartner\r\nPeter Ugolini-Schmidt, Leiter Politik & Energiepolitischer Sprecher\r\nFon: +49 162 136 46 30\r\nE-Mail: p.ugolini-schmidt@ews-schoenau.de \r\nReemt Heuke, Senior Manager Public Affairs / Energiepolitik\r\nFon: +49 174 1951417\r\nE-Mail: reemt.heuke@ews-schoenau.de\r\n \r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020117","regulatoryProjectTitle":"Empfehlungen für die nächste Bundesregierung mit Verbesserungsvorschlägen zur gegenwärtigen Energiepolitik","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/97/d2/625002/Stellungnahme-Gutachten-SG2510010050.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Aktuelle Lage und Herausforderungen\r\nDie Energiewende steht vor entscheidenden\r\nWeichenstellungen: Der Ausbau der\r\nErneuerbaren schreitet voran und ist\r\ngleichermaßen Garant für weniger CO2-Ausstoß\r\nwie für geringe Energiepreise im Großhandel.\r\nGleichzeitig müssen im Zuge dieser\r\nModernisierung Versorgungssicherheit,\r\nKosteneffizienz und Wirtschaftlichkeit im Blick\r\nbehalten werden. Politische Rahmenbedingungen\r\nund Marktmechanismen sollten so gestaltet\r\nwerden, dass sie Innovationen fördern,\r\nAkzeptanz stärken und die Transformation in\r\nallen Sektoren vorantreiben – ohne dabei neue\r\nFehlanreize zu setzen.\r\n1. Dezentrale Flexibilität für Kosteneffizienz und\r\nVersorgungssicherheit\r\nDer geplante Kapazitätsmechanismus bietet die\r\nstrategische Chance, den Energiemarkt\r\nzukunftsfähig und widerstandsfähig\r\naufzustellen. Dabei ist es entscheidend, die\r\nrichtigen Weichen zu stellen: Wird dies versäumt,\r\ndrohen Ineffizienzen, die wiederum\r\nvolkswirtschaftliche Kosten erhöhen,\r\nVerbraucherpreise steigern sowie Innovationen\r\nund Investitionen hemmen. Ein\r\nKapazitätsmechanismus, der ausschließlich\r\nauf zentral gesteuerte Ausschreibungen für\r\nGaskraftwerke setzt, birgt erhebliche Risiken.\r\nEine vorzeitige politische Festlegung auf fossile\r\nGaskraftwerke führt zu Marktverzerrungen und\r\nbehindert den notwendigen Wettbewerb um die\r\nbesten Lösungen.\r\nStattdessen braucht es einen\r\nmarktorientierten, technologieoffenen\r\nKapazitätsmechanismus, der\r\nVersorgungssicherheit effizient herstellt und\r\ndabei flexible, klimaneutrale Technologien wie\r\nSpeicher, Lastmanagement und dezentrale\r\nErzeugungslösungen integriert. Ein solcher\r\nMechanismus – wie bspw. eine\r\nAbsicherungspflicht – bietet zudem Chancen für\r\nden Hochlauf dezentraler, auch haushaltsnaher\r\nFlexibilitätsoptionen wie Batteriespeicher, E-\r\nAutos oder Wärmepumpen. Gerade diese\r\ndezentralen Flexibilitäten haben das Potenzial,\r\ndie (System-)Kosten der Energiewende\r\nsignifikant zu reduzieren. Nicht zuletzt leistet der\r\nKapazitätsmechanismus so einen erheblichen\r\nBeitrag zur Erreichung der klimapolitischen\r\nZiele.\r\n2. Erneuerbare Energien verlässlich fördern –\r\nmit Augenmaß und Beteiligung\r\nDer beschleunigte Ausbau aller Erneuerbaren\r\nist Rückgrat einer kostengünstigen und\r\nklimaneutralen Energieversorgung. Hierzu\r\nbraucht es verlässliche, langfristige\r\nRahmenbedingungen, die alle Akteursgruppen\r\n– von Bürgerenergiegesellschaften über\r\nStadtwerke bis zu Projektentwicklern – aktiv\r\neinbinden. Die notwendige Reform der\r\nFördermechanismen muss EU-rechtskonform\r\nsein, darf aber die gerade in Gang gekommene\r\nAusbaudynamik nicht abwürgen und nicht zu\r\nunnötiger Bürokratisierung führen.\r\nImpulse für eine nachhaltige und wirtschaftliche Energiepolitik\r\nEnergiewende, aber richtig!\r\nParlamentarischer Abend, 24.06.25\r\nDie bisherigen Ausbaupfade der Erneuerbaren\r\nsind eine sinnvolle Grundlage für eine\r\nVolkswirtschaft, die wieder stärker wächst und\r\ndie mit dem sich stark beschleunigten Bau von\r\nRechenzentren digitaler und klimafreundlicher\r\nwerden will. Marktanreize sollten bei Bau und\r\nBetrieb der Anlagen stärker wirken und\r\nGenehmigungsverfahren vereinfacht werden,\r\nwas im Zuge der RED III-Umsetzung kurzfristig\r\nkommen muss. Gleichzeitig wird dauerhaft ein\r\nstaatlicher abgesicherter\r\nRefinanzierungsrahmen benötigt, der in allen\r\nRegionen den notwendigen Zubau ermöglicht.\r\nFür die Vermarktung von Strom aus\r\nErneuerbaren Energien ist der flexible Zugang\r\nzu unterschiedlichen Vermarktungsoptionen\r\nzentral: Die Wechselmöglichkeiten zwischen\r\nstaatlich organisierten Contracts for Difference\r\n(CfD) und marktlichen Power Purchase\r\nAgreements (PPA) müssen erhalten bleiben und\r\nmöglichst niedrigschwellig ausgestaltet sein, um\r\ndas EEG-Konto zu entlasten und den\r\nförderfreien Anlagenbetrieb zu stärken. Durch\r\nMechanismen wie eine relative Abschöpfung in\r\nder PPA-Phase kann und muss Missbrauch\r\nausgeschlossen werden, gleichzeitig werden\r\nstaatliche Einnahmen gestärkt.\r\nNiederschwellige Nutzungsmöglichkeiten für die\r\nErneuerbaren wie Energy Sharing, Mieterstrom\r\nund Bürgerenergie bringen Akzeptanz und\r\nsozialen Ausgleich. Wir unterstützen daher die\r\nim Koalitionsvertrag vereinbarte Stärkung dieser\r\nInstrumente.\r\n3. Wärmewende gestalten – Planungssicherheit\r\nund Finanzierung sichern\r\nDie Wärmewende ist ein Schlüssel zur\r\nErreichung der Klimaziele, Reduktion fossiler\r\nAbhängigkeiten und Steigerung der\r\nKosteneffizienz. Sie braucht klare,\r\ntechnologieoffene und langfristig tragfähige\r\nRahmenbedingungen im novellierten\r\nGebäudeenergiegesetz (GEG) sowie in der\r\nkommunalen Wärmeplanung.\r\nInvestitionen in Wärmenetze, Wärmepumpen\r\nund Quartierslösungen benötigen\r\nPlanungssicherheit und Wirtschaftlichkeit.\r\nFörderprogramme wie BEG (Bundesförderung\r\nfür effiziente Gebäude) und BEW\r\n(Bundesförderung effiziente Wärmenetze) sind\r\nhierfür unverzichtbar. Sie sollten dringend\r\nvereinfacht und dauerhaft verlässlich\r\nausgestaltet werden.\r\nEin bundesweites Bürgschaftsprogramm kann\r\ninsbesondere für Kommunen, Stadtwerke und\r\nEnergiegenossenschaften den Zugang zu\r\nInvestitionskapital erleichtern. Der geplante\r\nInvestitionsfonds Energieinfrastruktur muss\r\nschnell arbeitsfähig werden und klare,\r\nunbürokratische Zugangskriterien schaffen –\r\ndamit die Wärmewende auch dort gelingt, wo\r\nInvestitionsspielräume bislang fehlen\r\nIm Dialog für eine innovative Energiezukunft\r\nLassen Sie uns die Herausforderungen\r\ngemeinsam angehen und die Zukunft unserer\r\nEnergieversorgung verantwortungsvoll und\r\ninnovativ gestalten.\r\nKontakt\r\nGreen Planet Energy eG\r\nCarolin Dähling\r\n0160 / 361 0987\r\ncarolin.daehling@green-planet-energy.de\r\nEWS Elektrizitätswerke Schönau eG\r\nReemt Heuke\r\n0174 / 1951417\r\nreemt.heuke@ews-schoenau.de\r\nnaturstrom AG\r\nSven Kirrmann\r\n030 / 408180014\r\nsven.kirrmann@naturstrom.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-06-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022295","regulatoryProjectTitle":"Zukünftigen Ausgestaltung des Energiewirtschaftsrechts hinsichtlich Energy Sharing","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/17/d1/689900/Stellungnahme-Gutachten-SG2602040027.pdf","pdfPageCount":11,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\nSchönau, Oktober 2025\r\nEWS-Positionspapier: Energy Sharing als Hebel für eine bürgernahe, resiliente und netzdienliche Energiewende.\r\n\r\nDie EWS empfehlen zur Einführung und breitenwirksamen Skalierung von Ener-gy Sharing:\r\n•\tEnergy Sharing energiewirtschaftlich sinnvoll und netzdienlich gestalten\r\n•\tFlexibilität, Marktdienlichkeit und Digitalisierung ermöglichen \r\n•\tEnergy Sharing skalieren: Vom Pilotprojekt zum Standardmodell \r\n\r\n \r\nZusammenfassung\r\nDer dezentrale Ausbau Erneuerbarer Energien und deren systemdienliche Integration sind un-erlässlich für das Erreichen der Klimaziele und die Stärkung der Versorgungssicherheit in Deutschland. Energy Sharing – die gemeinschaftliche Erzeugung und Nutzung von erneuerba-rem Strom – bietet dabei enormes Potenzial: Es kann bei zielführender Ausgestaltung lokale Wertschöpfung stärken, die gesellschaftliche Akzeptanz erhöhen, das Stromnetz stabilisieren und langfristig die Systemkosten senken.\r\nVor dem Hintergrund der europäischen Vorgaben aus Art. 22 RED II und Art. 2 RED III sowie insbesondere Art. 15 a EMD ist eine ambitionierte, rechtssichere und diskriminierungsfreie Um-setzung von Energy Sharing in deutsches Recht überfällig. Die neue Bundesregierung hat sich dem Thema nach dem vorzeitigen Ampel-Aus im November 2024 zum Glück schnell wieder angenommen und es in die laufende Reform des Energiewirtschaftsrechts mit aufgenommen. Nachfolgend geben wir konkrete Verbesserungsvorschläge für den § 42c EnWG, um das Po-tenzial von Energy Sharing für die dezentrale Energiewende besser ausschöpfen zu können:\r\n1. Energy Sharing energiewirtschaftlich sinnvoll und netzdienlich gestalten\r\n•\tMehr Pilotprojekte zügig ermöglichen: Das Reallaborgesetz sollte genutzt werden, um kurzfristig weitere Energy-Sharing-Konzepte zu erproben.\r\n•\tKopplung mit zeitvariablen Netzentgelte: Energy Sharing sollte mit zeitvariablen Netzent-gelten kombiniert werden, die an lokaler Erzeugung und Verbrauch in der Region ausgerich-tet sind, um Netzentlastung zu steigern.\r\n•\tKlare Prozessverantwortung schaffen: Jede Energy-Sharing-Community sollte einen zentralen Reststromlieferanten wählen können, um klare Verantwortlichkeiten zu schaffen und klare Marktprozesse zu ermöglichen. Beim Reststromtarif, muss es sich nach Möglich-keit um einen dynamischen Stromtarif handeln, um die Marktdienlichkeit zu erhöhen, ohne dabei die Netzdienlichkeit zu beeinträchtigen. \r\n2. Flexibilität, Marktdienlichkeit und Digitalisierung ermöglichen\r\n•\tPooling zulassen: Neben Peer-to-Peer-Modellen  muss bei Energy Sharing auch ein Poo-ling  von Erzeugung und Verbrauch erlaubt werden, um effizientere Verteilung des regiona-len Stromüberschusses und einen höheren gemeinsamen Eigenverbrauch in der Energy Sharing Community zu ermöglichen.\r\n•\tFlexibilität nutzbar machen: Energiegemeinschaften könnten Flexibilität im weiteren Pro-zess bündeln und für netz-, system- und marktdienliche Zwecke bereitstellen, wenn ausrei-chende intelligente Steuerung und klare rechtliche Voraussetzungen vorhanden sind. \r\n•\tPriorisierung beim Rollout intelligenter Messsysteme: Energy-Sharing-Teilnehmende sollten beim Rollout smarter Steuerungslösungen priorisiert berücksichtigt werden. \r\n\r\n3. Energy Sharing skalieren: Vom Pilotprojekt zum Standardmodell\r\n•\tTeilnahme attraktiv gestalten: Energy Sharing steigert Akzeptanz und Teilhabe und kann bei Bürgerinnen, Bürgern, vulnerablen Verbrauchern und Bürgerenergiegemeinschaften zu einer erhöhten Preissicherheit beitragen. Insbesondere für Netzdienlichkeit ist ein zentraler Faktor, dass sich ausreichend Teilnehmende aus der Region beteiligen, weshalb die Teil-nahme attraktiv ausgestaltet werden sollte.\r\n•\tAttraktive wirtschaftliche Rahmenbedingungen schaffen: Um Energy Sharing wirtschaft-lich attraktiv zu machen und seine netzdienlichen Potenziale zu heben, braucht es gezielte Anreize. Dazu zählen reduzierte Netzentgelte, Stromsteuerbefreiungen (z. B. nach § 9 StromStG) und eine vergünstigte Bereitstellung intelligenter Messsysteme. Es sollte geprüft werden, inwiefern für Teilnehmende auch Umlagen wie die Konzessionsabgabe, Offshore-Netzumlage und der Aufschlag für besondere Netznutzung reduziert werden können, um Energy Sharing Eigenverbrauch gleichzustellen. Anderenfalls wäre eine Teilnahme am Ener-gy Sharing für Prosumer unattraktiv. § 14a EnWG ist zudem für gemeinschaftlich betriebene steuerbare Anlagen wie Batteriespeicher oder Ladeinfrastruktur zu öffnen, sodass auch Bür-gergemeinschaften von bis zu 60 % Netzentgeltreduktion profitieren können. Ein starker lo-kaler Bezug sollte dabei gezielt unterstützt werden, da er die Netzdienlichkeit erhöht.\r\n•\tDe-minimis-Schwelle anheben: Die Ausnahmegrenze von Lieferantenpflichten sollte auf 2 MW erhöht werden, um eine praxisnahe Umsetzung und Wirtschaftlichkeit zu ermöglichen. Entsprechend der europäischen Vorgaben sollte dies eine Befreiung der Pflichten nach § 5 und §40-42 EnWG bedeuten.\r\n•\tMehrere Anlagen zulassen: Die Begrenzung auf eine Anlage pro Gemeinschaft sollte auf-gehoben werden, da sie nicht praxistauglich ist – eine Kombination mehrerer Anlagen muss möglich sein.\r\n•\tMarktprämie sichern: Überschussstrommengen aus Energy-Sharing-Anlagen sollten wei-terhin marktprämienfähig bleiben. Hier bedarf es einer Klarstellung. Strommengen, die vor Ort verbraucht werden, benötigen keine Marktprämie und entlasten dadurch das EEG-Konto. \r\n•\tBeratungsinfrastruktur aufbauen: Kommunen und zivilgesellschaftliche Akteure benötigen gezielte Unterstützung – etwa in Form einer bundesweiten Beratungsstelle, die bei der deut-schen Energie Agentur angesiedelt,  oder in Kooperation mit lokalen Energieagenturen be-reitgestellt werden könnte. \r\n\r\n \r\nPotenzial von Energy Sharing für die Energiewende\r\nFür das Erreichen der Klimaziele sowie der Stärkung der Versorgungssicherheit ist nicht nur der beschleunigte Ausbau Erneuerbarer Energien essenziell, sondern auch deren systemdien-liche Integration und breite gesellschaftliche Beteiligung. Energy Sharing kann hier einen mehrfachen Beitrag zur Energiewende leisten: Es stärkt die Akzeptanz des Ausbaus, erhöht die regionale Wertschöpfung, entlastet das Stromnetz durch lokale Nutzung und senkt lang-fristig die Systemkosten. Konkret wird unter Energy Sharing die koordinierte Nutzung und Erzeugung von Strom, auch unabhängig von etablierten Marktrollen, einschließlich der Einbe-ziehung einer oder mehrerer Spannungsebenen des öffentlichen Netzes verstanden. Im Zent-rum steht der Gedanke, dass Bürgerinnen und Bürger, Kommunen, kleine Unternehmen und andere lokale Akteure aktiv am Energiesystem teilhaben und sich gegenseitig mit erneuerba-rem Strom versorgen können.\r\nAktuelle Studien der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) zeigen, dass Energy Sharing erhebliche Systemvorteile bringen kann: Der lokal erzeugte und geteilte Strom reduziert Netz-belastungen und minimiert die Notwendigkeit von Netzausbaumaßnahmen. Gleichzeitig wer-den Bürgerinnen und Bürger zu aktiven Mitgestalterinnen und Mitgestaltern der Energiewende. \r\nEnergy Sharing kann das Flexibilitätspotenzial dezentraler Erzeuger und Verbraucher heben. Insbesondere in Kombination mit Speichern, Wärmepumpen oder E-Mobilität können mit den richtigen Rahmenbedingungen lokale Energiesysteme mit hoher Netzdienlichkeit und CO₂-Einsparwirkung entstehen. Eine breite Anwendung solcher Modelle kann zu einer signifikanten Reduktion der Stromsystemkosten führen.\r\nTrotz dieses Potenzials fehlt es in Deutschland nach wie vor noch an einem geeigneten regu-latorischen Rahmen. Eine zügige, ambitionierte Umsetzung der Vorgaben aus RED II und RED III und insbesondere Art. 15 a EMD zur Schaffung von Energy-Sharing-Strukturen ist daher dringend erforderlich, um diese Potenziale zeitnah und flächendeckend zu erschließen. \r\n\r\nEinordnung Kabinettsentwurf 2025 zu Energy Sha-ring (§42c)\r\nDie EWS begrüßen ausdrücklich, dass die neue Bundesregierung im Zuge des Kabinettsbe-schlusses vom 06.08.2025 zur Reform des EnWG mit dem  §42c EnWG eine explizite Rege-lung für Energy Sharing schaffen will. Damit reagiert der Gesetzgeber auf die Vorgaben aus der europäischen Gesetzgebung und greift eine langjährige politische Forderung vieler Akteu-re aus der Bürgerenergie- und der Erneuerbaren-Energien-Branche auf.\r\nGrundsätzlich positiv bewerten die EWS, dass mit dem Regulierungsvorschlag nun erstmal ein Rahmenregelwerk geschaffen werden soll, welches es vor allem kleineren Akteuren und Ver-braucherinnen und Verbrauchern erleichtern könnte, sich aktiver an der Energiewende zu beteiligen. \r\nUngeachtet dessen bewerten wir den Entwurf vom 06.08.2025 lediglich als ersten Schritt. Der Gesetzgeber gesteht in der Gesetzeserläuterung selbst ein, dass der vorliegende Regulie-rungsrahmen noch nicht für ein massentaugliches Geschäftsmodell tauge. Dies liegt u.a. da-ran, dass zu viele Fragen, Prozesse und Umsetzungsschritte offen gelassen werden.\r\nNachfolgend machen wir konkrete Verbesserungsvorschläge, um die Praxistauglichkeit des Modells im weiteren politischen Prozess zu stärken.\r\n\r\n1.\tEnergy Sharing energiewirtschaftlich sinnvoll und netzdienlich gestalten\r\nDamit Energy Sharing sein volles Potenzial zur Stärkung lokaler Wertschöpfung, Akzeptanz, Netzstabilität und zur Reduktion von Systemkosten entfalten kann, braucht es einen klaren, energiewirtschaftlich fundierten und netzdienlichen Ordnungsrahmen. Das Reallaborgesetz bietet hierfür eine geeignete Grundlage: Es sollte genutzt werden, um kurzfristig modellhafte Energy-Sharing-Konzepte zu ermöglichen und Erfahrungen zu sammeln. Solche Pilotpro-jekte können praktische Erfahrungen generieren, bestehende regulatorische und technische Hürden sichtbar machen und zugleich als Referenz für eine systematische Weiterentwicklung des Konzepts dienen. Entscheidend ist, dass diese Projekte nicht auf symbolische Einzelfälle beschränkt bleiben, sondern gezielt in verschiedenen Regionen und Konstellationen aufgesetzt werden, um die Anwendbarkeit und Skalierbarkeit des Modells unter realen Bedingungen zu testen.\r\nZudem ist eine breite Beteiligung sicherzustellen, wenn Energy Sharing zu einem integra-len Bestandteil der Energiewende werden soll. Die EWS begrüßen daher, dass auch reine Verbraucherinnen und Verbraucher ebenso wie kleine und mittlere Unternehmen (KMU) in Energy-Sharing-Communities eingebunden werden können. Breitenwirksamkeit ist zentral, um das Modell zu einem gesellschaftlich getragenen Instrument der Energiewende zu machen und netzdienliche Effekte zu verstärken. Die anteilige Abbildung lokaler Erzeugung und Ver-brauch ermöglicht netzdienliche Anreize . Eine künstliche Einschränkung der Teilnahme auf bestimmte Akteursgruppen würde das gesellschaftliche und systemische Potenzial von Energy Sharing erheblich begrenzen und wäre kontraproduktiv für eine inklusive und resiliente Ener-giewende. Aus diesem Grund sollten Bürgerenergiegesellschaften (BEG) nach § 3 Nr. 15 EEG ausdrücklich als möglicher Betreiber benannt und Energiegemeinschaften als Rechtsperson anerkannt werden.\r\nEin weiteres zentrales Element für die energiewirtschaftliche Einbettung ist die Kopplung von Energy Sharing mit zeitvariablen Netzentgelten. Diese sollten sich an der lokalen Erzeugung und dem Verbrauch orientieren, um netzdienliche Anreize zu schaffen. Ein solches tarifliches Signal stärkt die Netzdienlichkeit des Modells und unterstützt die effiziente Nutzung bestehen-der Infrastrukturen. Es ermöglicht zudem eine gerechtere Verteilung von Netzentgelten, da regionale Netzentlastung auch für die Akteurinnen und Akteuren vor Ort wirtschaftlich spürbar wird.\r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\nWeiterer Absatz zu §42c\r\n(4a) (neu) Die gemeinsame Nutzung ist mit zeitvariablen Netzentgelten zu verknüpfen, die sich an lokaler Erzeugung und lokalem Verbrauch orientieren. Diese Netzentgelte sind vom jeweiligen Verteilnetzbetreiber verpflichtend anzubieten. Ziel ist es, netzdienliche An-reize zu setzen und eine wirtschaftlich wirksame Abbildung regionaler Netzentlastung si-cherzustellen.\r\nNicht zuletzt braucht es klare energiewirtschaftliche Verantwortlichkeiten innerhalb einer Energy-Sharing-Community. Die vom Kabinett beschlossenen Vorgaben stellen für potenzielle Betreiber von Energy Sharing eine große Komplexität dar, die hohen Aufwand und damit Kos-ten zur Folge haben. Viele Umsetzungsfragen sind unklar und hängen von Festlegungen der BNetzA ab, was zu Unsicherheiten, Risikoaufschlägen bzw. Verzögerungen führt. Vor allem beim Bilanzkreismanagement und der Abrechnung drohen mit einem Zweivertragsmodell und mit mehreren Reststromlieferanten Unklarheiten und ineffiziente Prozesse. So müssten bei-spielsweise Energiemengen einer Entnahmestelle auf mehrere Lieferanten aufgeteilt werden. Dabei mangelt es aktuell an anerkannten Regeln für die eindeutige Zuordnung von geteilten Energiemengen im Rahmen der Bilanzierung und Abrechnung, ebenso wie an klaren Verant-wortlichkeiten für die Bilanzierung dieser Energiemengen. Zusätzlich braucht es standardisier-te Kommunikationsprozesse zwischen Netzbetreibern, Messstellenbetreibern und Energy-Sharing-Anbietern. Zudem ist fraglich, ob die Reststromlieferanten angesichts des aktuellen Regelwerks die Mitglieder einer Energiegemeinschaft überhaupt mit einem attraktiven Rest-stromtarif versorgen können.\r\nUm Komplexität zu reduzieren und eine effiziente Marktintegration sicherzustellen, sollte jede Community die Möglichkeit haben, einen zentralen Reststromlieferanten zu wählen. Dieser ist zuständig für die Lieferung von Strom, der über die lokal erzeugte und vor Ort ge-teilte Energie hinausgeht. Ein zentraler Ansprechpartner vereinfacht Abrechnung, Vertragsma-nagement und regulatorische Pflichten. Energiegemeinschaften als Rechtspersonen, wür-den hier helfen, das volle Potenzial von Energy Sharing auszuschöpfen. Energiegemeinschaf-ten, als Intermediär zwischen Privatpersonen und prozessualer Umsetzung sowie Rest-stromlieferung, würde niederschwelligen Einstieg in Energy Sharing für Prosumer und Ver-braucher ermöglichen und könnten die Attraktivität von Energy Sharing deutlich erhöhen. Die Wahl eines einheitlichen Reststromlieferanten schafft zudem klare Zuordnungen für Bilanz-kreismanagement, Abrechnung und regulatorische Pflichten – und verhindert unnötige Kom-plexität und Schnittstellenprobleme, wie sie bei mehreren Reststromlieferanten innerhalb einer Community auftreten würden. Aus systemischer Sicht ist es sinnvoll, wenn dieser Reststrom-tarif der Energy Sharing Community dynamisch ausgestaltet ist, da so Preissignale des Großhandelsmarkts besser an die Verbraucherinnen und Verbraucher weitergegeben werden können. Hierdurch kann die Marktdienlichkeit von Energy Sharing gemäß einer FfE-Studie  erhöht werden, ohne die Netzdienlichkeit zu reduzieren. \r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\nNeuer Absatz 9 zu §42c\r\n(9) Jede Energy-Sharing-Community hat einen einheitlichen Reststromlieferanten zu be-nennen, der für die Belieferung mit Strom außerhalb der gemeinschaftlich genutzten loka-len Erzeugung verantwortlich ist. Der benannte Lieferant übernimmt die energiewirt-schaftlichen Verantwortlichkeiten einschließlich Bilanzkreismanagement, Abrechnung und regulatorischer Pflichten. Der Reststromtarif ist als dynamischer Stromtarif im Sinne von § 41a Absatz 1 auszugestalten.  \r\nEnergy Sharing kann seine netzdienliche Wirkung besonders dann entfalten, wenn es auf lokale Erzeugungs- und Verbrauchsbeziehungen fokussiert ist. Findet Energy Sharing mit starkem lokalem Bezug von 4,5 Kilometern statt (siehe Stromsteuerbefreiung im Rahmen der regionalen Direktvermarktung nach § 9 des Stromsteuergesetzes), ist eine Netzentlastung deutlich eher zu erwarten als bei größeren Entfernungen zwischen den handelnden Parteien.  Um die Netzdienlichkeit gezielt zu fördern, sollte die Stromsteuerbefreiung nach § 9 StromStG auf Energy-Sharing-Konstellationen angewendet werden, bei denen Erzeugung und Verbrauch in unmittelbarer Nähe erfolgen. Dies würde einen konkreten ökonomischen Anreiz für netz-dienliches Verhalten schaffen und gleichzeitig den Ausbau dezentraler Erzeugung stärken. \r\n\r\n2.\tFlexibilität, Marktdienlichkeit und Digitalisierung ermöglichen \r\nDamit Energy Sharing sein volles Potenzial zur Entlastung der Stromnetze, zur Steigerung der Marktdienlichkeit und zur Förderung einer bürgernahen Energiewende entfalten kann, müssen die Rahmenbedingungen u.a. für Flexibilität und Digitalisierung konsequent weiterentwickelt werden. Zentral hierfür ist die zielführende Ausgestaltung, die sowohl energiewirtschaftlich effizient als auch für die Teilnehmenden praktikabel und attraktiv sind.\r\nIm Kabinettsentwurf vom 06.08.2025 zu § 42c ist Energy Sharing auf Peer-to-Peer-Modelle  beschränkt, bei denen Erzeugung und Verbrauch direkt zwischen einzelnen Teilnehmenden abgeglichen werden. Um die Potenziale lokaler Erzeugung optimal zu nutzen und u.a. Strom-überschusses in der Region möglichst effizient zu verteilen und die Eigenversorgungsquote innerhalb von Energiegemeinschaften zu maximieren, sollte Pooling ermöglicht werden.  Durch Pooling kann die gemeinsame Nutzung von Speichern und Steuerungssystemen wirt-schaftlich sinnvoll organisiert und die Integration fluktuierender Erneuerbarer Energien erleich-tert werden. Der Gesetzgeber sollte deshalb ausdrücklich klarstellen, dass auch Pooling-Modelle unter den Begriff des Energy Sharings fallen und förderwürdig sind.\r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\nNeuer Absatz zu §42c\r\n3a. (neu) Innerhalb einer Energy-Sharing-Gemeinschaft ist die Bündelung, Steuerung und gemeinsame Vermarktung von Flexibilitäten aus Erzeugung, Verbrauch und Speicherung zu ermöglichen. Hierzu zählen insbesondere auch Pooling-Modelle, bei denen Energief-lüsse gemeinschaftlich organisiert werden.\r\nEnergiegemeinschaften verfügen über ein erhebliches, bislang ungenutztes Potenzial zur Be-reitstellung von Flexibilität – sowohl auf der Verbrauchsseite (Demand Response) als auch durch lokale Erzeugungssteuerung oder Speicherbewirtschaftung. Diese Flexibilität kann ge-zielt zur Netzstabilisierung, zur besseren Integration Erneuerbarer Energien und zur Entlas-tung von Engpasssituationen im Stromsystem eingesetzt werden – vorausgesetzt, die rechtli-chen und regulatorischen Voraussetzungen stimmen. Aktuell fehlt es jedoch an einem klaren, praxistauglichen Rechtsrahmen, der es Energiegemeinschaften ermöglicht, ihre Flexibilität systemdienlich zu bündeln und zu vermarkten. Der Gesetzgeber sollte hier dringend Rechtssi-cherheit schaffen und u. a. Pooling bzw. die Bündelung lokaler Flexibilitäten ermöglichen.\r\nDie aktive Steuerung und Nutzung von Erneuerbaren und ggf. Flexibilität im Rahmen von Energy Sharing erfordert eine digitale Infrastruktur, die Erzeugung, Verbrauch und Speicher in Echtzeit erfasst und steuert. Intelligente Messsysteme (iMS) und entsprechende Steuerungs-technologien sind hierfür unerlässlich. Damit Energiegemeinschaften ihr volles Potenzial entfal-ten und frühzeitig zur Systemdienlichkeit beitragen können, sollten Energy-Sharing-Projekte im Rollout intelligenter Messsysteme und Steuerungslösungen prioritär berücksichtigt werden. Dies bedeutet konkret, dass entsprechende Haushalte und Anlagen bevorzugt mit iMS ausgestattet werden. Nur mit einer solchen digitalen Infrastruktur kann Energy Sharing systemdienlich, flexibel und zukunftsfest umgesetzt werden.\r\nDie EWS begrüßen den Vorschlag, dass seitens der Netzbetreiber gemäß § 20b EnWG zeit-nah eine gemeinsame, standardisierte Internetplattform zur Verfügung gestellt werden soll. Dies kann auch nach unserer Einschätzung den Datenaustausch im Zusammenhang mit der Abwicklung des Netzzugangs vereinfachen. Insbesondere im Zuge der Umsetzung neuer Ge-schäftsmodelle wie zum Beispiel der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung und Energy Sharing mangelt es aktuell noch an effizienten Marktkommunikationsprozessen und geeigne-ten, standardisierten Informationsaustauschformaten (siehe oben). Die Erfahrungen aus dem Bereich des solaren Mieterstroms zeigen, dass die individuellen Abstimmungen mit einer Viel-zahl an Netzbetreibern und in unterschiedlichen Informationsaustauschformaten nicht nachhal-tig, sondern für alle Beteiligten sehr zeit- und ressourcenintensiv ist. Wir empfehlen zur Be-schleunigung der Einführung die Umsetzungsfristen möglichst frühzeitig umzusetzen und da-gegen Vereinfachungen im Geiste des § 14e EnWG zuzulassen. \r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\nAnpassung von §20b Absatz 1 \r\n(1) Die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen sind verpflichtet bis zum 01.07.2026 , zu den in den folgenden Absätzen genannten Zwecken eine gemeinsame und bundesweit einheitliche Internetplattform zur errichten und zu betreiben. […]\r\n3.\tEnergy Sharing skalieren: Vom Pilotprojekt zum Standardmodell \r\nFür die erfolgreiche Umsetzung von Energy Sharing ist nicht nur die technische und regulato-rische Machbarkeit entscheidend, sondern vor allem auch die wirtschaftliche Attraktivität für Teilnehmende. Eine gerechte und kosteneffiziente Gestaltung ist Voraussetzung, damit Bürge-rinnen und Bürger, kleine und mittlere Unternehmen sowie Kommunen dauerhaft Vertrauen in das Modell entwickeln, investieren und aktiv an der Energiewende mitwirken. Nur wenn Energy Sharing nachweislich finanzielle Vorteile mit sich bringt, kann es sein Potenzial zur Stärkung der lokalen Wertschöpfung, zur sozialen Teilhabe und zur Entlastung der Netze entfalten.\r\nEnergy Sharing fördert die dezentrale Energiewende, indem es Bürgerinnen und Bürger aktiv an der Erzeugung und Nutzung von Strom beteiligt. Diese direkte Teilhabe kann Akzeptanz für neue Erzeugungsanlagen steigern und insbesondere auch einkommensschwächeren Haushalten Zugang zu günstigem, lokal erzeugtem Strom ermöglichen. Gerade vulnerable Verbrauchergruppen profitieren von der langfristig erhöhten Preissicherheit, die sich u.a. durch stabile Bezugskosten ergibt. Voraussetzung dafür ist jedoch ein diskriminierungsfreier Zugang zum Modell – auch ohne Wohneigentum oder umfangreiche Vorkenntnisse. Die Rah-menbedingungen sollten daher so gestaltet werden, dass möglichst viele gesellschaftliche Gruppen – auch Mieterinnen und Mieter oder kleine Genossenschaften – von Energy Sha-ring profitieren können.\r\nUm das volle Potenzial von Energy Sharing zu heben und eine breite Beteiligung zu ermögli-chen, ist eine attraktive und wirtschaftlich tragfähige Ausgestaltung unerlässlich. Dabei spielen gezielte finanzielle Anreize eine zentrale Rolle. Teilnehmende an Energy-Sharing-Projekten sollten unter der Voraussetzung, dass dies energiewirtschaftlich angemessen ist, spürbar von reduzierten Netzentgelten und Stromsteuern profitieren können – etwa durch eine Befreiung von der Stromsteuer gemäß § 9 StromStG sowie durch die vergünstigte Bereit-stellung intelligenter Messsysteme, die für die Umsetzung solcher Modelle erforderlich sind. Darüber hinaus sollte geprüft werden, inwiefern auch weitere Preisbestandteile wie die Kon-zessionsabgabe (1,32–2,39 ct/kWh, abhängig von der Gemeindegröße), die Offshore-Netzumlage (0,816 ct/kWh) sowie der Aufschlag für besondere Netznutzung (1,558 ct/kWh) für Energy-Sharing-Teilnehmende reduziert werden können, um bestehende finanzielle Hür-den weiter zu senken.\r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\nNeue Absätze 10 und 11 zu §42c\r\n(10) (neu) Energy-Sharing-Teilnehmende im Sinne des § 42c Absatz 1 sind von der Stromsteuer gemäß § 9 Stromsteuergesetz befreit, sofern die Anlagen zur Erzeugung und der Verbrauchsstandort innerhalb eines Radius von 4,5 Kilometern zueinander lie-gen. Für die gemeinsam genutzte Elektrizität innerhalb dieses räumlichen Begrenzungs-bereichs entfallen zudem folgende Preisbestandteile:\r\n1. die Konzessionsabgabe nach § 7 Absatz 1 Nr. 2 EnWG,\r\n\t2. die Offshore-Netzumlage gemäß § 17 Absatz 1 Nummer 1 Satz 1 EEG,\r\n\t3. der Aufschlag für besondere Netznutzung nach § 19 Absatz 2 Satz 1 EnWG.\r\n(11) Die Netzbetreiber sind verpflichtet, die in Absatz 11 genannten Entgelte bei der Ab-rechnung der Energy-Sharing-Teilnehmenden nicht zu erheben.\r\nEin weiterer Hebel liegt in der gezielten Öffnung des § 14a EnWG für gemeinschaftlich betrie-bene steuerbare Anlagen im Rahmen von Energy Sharing, etwa für gemeinsam genutzte Bat-teriespeicher oder Ladeinfrastrukturen. So könnten auch Bürgergemeinschaften von Netzent-geltreduktionen um bis zu 60 % profitieren, was nicht nur die Wirtschaftlichkeit solcher Projek-te stärkt, sondern auch gezielt netzdienliches Verhalten honoriert. Besonders sinnvoll ist dies bei Projekten mit starkem lokalem Bezug, da diese typischerweise eine höhere Netzdienlich-keit aufweisen. Um diesen Effekt zusätzlich zu fördern, sollte die Kombination lokaler Nutzung mit steuerlichen Vorteilen – insbesondere der Stromsteuerbefreiung – ausdrücklich vorgese-hen werden. Nur durch ein solches Maßnahmenbündel kann Energy Sharing seine volle Wir-kung entfalten: als Bürgerenergieinstrument mit echtem Mehrwert für Energiewende und Netzstabilität.\r\nDer Gesetzgeber wollte insbesondere über die Ausnahmetatbestände bei den Lieferanten-pflichten die Attraktivität des Modells steigern. Wir empfehlen dem Gesetzgeber hier weiter zu gehen als er dies bislang getan hat und insbesondere mehr Konstellationen zuzulassen. Wir sehen insbesondere in der Anhebung der De-minimis-Schwelle auf 2 MW bei den Ausnahmen von den Lieferantenpflichten einen möglichen Schritt, um die Attraktivität für Energy Sharing zu erhöhen. Entsprechend der europäischen Vorgaben sollte dies eine Befreiung der Pflichten nach § 5 und §40-42 EnWG bedeuten. Hierbei würden folgende Pflichten entfallen, Anzeige der Energiebelieferung bei der Bundesnetzagentur (§ 5 EnWG), zur Einhaltung bestimmter Vorgaben bei der Gestaltung von Stromrechnungen und Lieferverträgen (§§ 40, 41 EnWG) sowie zur Stromkennzeichnung (§ 42 EnWG).\r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\nzu Absatz 7 § 42c Nr. 1\r\n(7) Die §§ 5 und 40 bis 42 sind gegenüber dem Abnehmer nicht anzuwenden,\r\nwenn\r\n1. die von einem Haushaltskunden nach Absatz 1 betriebene Anlage eine installierte\r\nLeistung von 2 MW nicht übersteigt oder \r\nSollte dies nicht möglich sein, so sollte zumindest ermöglicht werden, dass mehr als eine An-lage teilnehmen darf, solange die Maximalschwelle von 30 kW bzw. 100 kW nach Abs. 7 nicht überschritten wird. \r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\nzu Absatz 7 § 42c Satz 2 \r\n(7) Die §§ 5 und 40 bis 42 sind gegenüber dem Abnehmer nicht anzuwenden,\r\nwenn\r\n1. die von einem Haushaltskunden nach Absatz 1 betriebenen Anlagen eine installierte\r\nLeistung von 30 Kilowatt nicht übersteigen oder\r\n2. im Falle eines Mehrparteienhauses durch einen oder mehrere Haushaltskunden,\r\ndie in dem gleichen Gebäude wohnen, nach Absatz 1 betriebenen Anlagen eine\r\ninstallierte Leistung von 100 Kilowatt nicht übersteigen.“  \r\nIn jedem Fall sollte im Gesetz eine Klarstellung erfolgen, dass im Falle der Einspeisung von Überschussstrommengen aus den Energy-Sharing-Anlagen auch weiterhin die Marktprämie in Anspruch genommen werden kann. Im Sinne der Investitionssicherheit und zur Vermeidung regulatorischer Missverständnisse ist klarzustellen, dass die Teilnahme am Energy Sharing nicht zur Folge hat, dass der Anspruch auf Marktprämie für nicht vor Ort genutzte Strommen-gen entfällt. Diese Klarstellung ist notwendig, um Doppelanrechnungen zu vermeiden und gleichzeitig sicherzustellen, dass überschüssiger Strom weiterhin im Rahmen des EEG geför-dert wird.\r\nVorschlag für eine Gesetzesanpassung:\r\nNeuer Absatz zu §42c \r\n(8) Die Inanspruchnahme des Energy Sharing gemäß den Absätzen 1 bis 7 steht der Förderung durch die Marktprämie nach den §§ 19 ff. EEG nicht entgegen. Dies gilt für in Energy-Sharing-Anlagen erzeugte Strommengen, die nicht innerhalb der Sharing-Gemeinschaft verbraucht werden und in das Netz eingespeist werden. Für diese Über-schussmengen bleibt der Anspruch auf Zahlung der Marktprämie unberührt.\r\nDie Entwicklung tragfähiger Energy-Sharing-Communities erfordert nicht nur technische und rechtliche Kenntnisse, sondern auch organisatorische und kommunikative Kompetenzen – insbesondere auf kommunaler und zivilgesellschaftlicher Ebene. Damit das Modell in die Breite getragen werden kann, braucht es eine zentrale Anlaufstelle, die zum Beispiel bei der Deut-schen Energie Agentur (dena) angesiedelt werden könnte, oder Kooperationen mit lokalen Energieagenturen, die Beratung, Unterstützung und Wissenstransfer bündeln. Vorbild könnte hier die österreichische Koordinations- und Beratungsagentur für Energiegemeinschaf-ten sein. Eine vergleichbare bundesweite Beratungsinfrastruktur in Deutschland würde Kom-munen, Initiativen und Energiegenossenschaften helfen, Projekte vor Ort effizient umzusetzen und dauerhaft tragfähig zu betreiben.\r\n\r\nAnsprechpartner\r\nPeter Ugolini-Schmidt, Leiter Politik & Energiepolitischer Sprecher\r\nFon: +49 162 136 46 30\r\nE-Mail: p.ugolini-schmidt@ews-schoenau.de\r\nReemt Heuke, Senior Manager Public Affairs / Energiepolitik\r\nFon: +49 174 1951417\r\nE-Mail: reemt.heuke@ews-schoenau.de\r\n \r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-10-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022297","regulatoryProjectTitle":"BEHG und ETS sozial und zielführend ausgestalten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ba/dc/689902/Stellungnahme-Gutachten-SG2602040026.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\nSchönau, den 04.02.2026\r\n\r\nCO₂-Bepreisung für faire Märkte - verlässlicher, wirksamer und sozial gerechter Klimaschutz \r\nDie EWS empfehlen der Bundesregierung zur Einführung des EU-Emissionshandels für Gebäude und Verkehr:\r\n•\tKonsequent umsetzen: Für die geplante Einführung des ETS-2 ab 2027 stark machen\r\n•\tPreissicherheit schaffen: Einführung eines nationalen CO₂-Mindestpreises mit klarem, verlässlich steigenden Preispfad\r\n•\tSozialen Ausgleich garantieren: Entlastung der Bürgerinnen und Bürger durch ein sozial gestaffeltes Klimageld\r\n•\tCO₂-Preis zielführend flankieren: Mit ausgewogenem Mix aus Anreizen, Förderung und Ordnungsrecht\r\n•\tAllen Haushalten den Umstieg ermöglichen: Zügig einen Klima-Sozialplan bei der EU einreichen und den EU-Klimasozialfonds stärken\r\n \r\nEinleitung \r\nDie EWS setzen sich als Vorreiter der Energiewende seit vielen Jahren für faire Marktbedingungen als Treiber der Transformation zu Klimaneutralität ein. Faire Marktbedingungen bedeuten für uns, dass auch Mittelstand sowie Bürgerinnen und Bürger die Möglichkeit erhalten, an der Transformation teilzuhaben und sich aktiv zu beteiligen. \r\nEin Instrument für faire Marktbedingungen ist eine CO₂-Bepreisung, die sich an den realen Umweltschadenkosten der fossilen Energieträger orientiert und mit einem sozial gestaffelten Klimageld auch gezielte Entlastung für Verbraucherinnen und Verbraucher schafft. Laut Umweltbundesamt (UBA) liegen die Umweltschadenkosten im Jahr 2020 von einer Tonne CO₂ bei 195 Euro.  Für die Dekarbonisierung des Wärmesektors ist insbesondere die Preisdifferenz zwischen den Energieträgern Gas und Strom ein entscheidender Faktor. Ein ansteigender CO₂-Preis erhöht in einem System mit einem hohen Anteil erneuerbarer Energien den wirtschaftlichen Vorteil von strombasierten Technologien wie z. B. Wärmepumpen gegenüber Gasheizungen und erleichtert damit den Umstieg auf klimafreundliche Wärmelösungen.\r\nMit der Einführung des zweiten europaweiten Emissionshandelssystems für die Sektoren Gebäude und Verkehr (ETS-2) ab 2027 werden Umweltschadenkosten fossiler Brennstoffe zunehmend im Wärme- und Mobilitätssektor eingepreist. In Deutschland wird ein Teil der Umweltschadenkosten bereits seit 2021 nach Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) eingepreist. Aktuell liegt der Preis bei 55 Euro pro Tonne CO₂, ab 2026 zwischen 55 und 65 Euro. Mit Einführung des ETS-2 auf europäischer Ebene soll die Preisbildung zukünftig am Markt erfolgen. \r\nDas CO₂-Preissignal wird zu höheren Kosten beim Tanken und Heizen mit fossilen Brennstoffen führen. Schätzungen liegen zwischen 70 und 260 Euro pro Tonne CO₂. Das kann Mehrkosten eines durchschnittlichen Haushalts bis zu mehreren Hundert Euro pro Jahr für Heizen und Tanken bedeuten.  Es besteht die Gefahr, dass vor allem finanzschwache Verbraucherinnen und Verbraucher überfordert werden und in einen fossilen Lock-In   geraten, wenn, wie von der Bundesregierung geplant, kein Klimageld, andere Kompensationsmechanismen oder Förderinstrumente eingeführt bzw. beibehalten werden. Infolge könnte die gesellschaftliche Zustimmung für Klimaschutz und Energiewende bröckeln, die Unzufriedenheit steigen und die Spaltung der Gesellschaft zunehmen. Bereits heute versuchen populistische und klimawandelleugnende Akteure und Parteien die CO₂-Bepreisung zu instrumentalisieren, um Skepsis gegenüber der Energiewende zu schüren und am fossilen Status Quo festzuhalten. \r\n \r\nHandlungsempfehlungen\r\nDie EWS empfehlen der Bundesregierung fünf Punkte beim Übergang zum ETS-2 zu gewährleisten, um die Planungssicherheit für die Bevölkerung und die Wirtschaft zu erhöhen und die Einnahmen aus der CO₂-Bepreisung für eine sozial gerechte Transformation einzusetzen: \r\n\r\nKonsequent umsetzen: Für die geplante Einführung des ETS-2 ab 2027 stark machen\r\nIm Koalitionsvertrag bekennt sich die aktuelle Bundesregierung dazu, „am System der CO₂-Bepreisung als zentralem Baustein in einem Instrumentenmix“ festzuhalten.  Die EWS unterstützen diese Sichtweise und fordern die deutsche Bundesregierung auf, ihren Worten Taten folgen zu lassen und sich auf EU-Ebene mit Nachdruck für die geplante Einführung des ETS-2 ab dem 01.01.2027 einzusetzen. \r\nAus Sorge vor Preisanstiegen oder politischen Vorbehalten versuchen einige Mitgliedsstaaten den Start des ETS-2 zu verschieben, strukturell zu reformieren oder sich gar davon abzuwenden. Letzteres wird auch durch klimaskeptische und populistische Parteien gefordert und würde aufgrund der Bedeutung des ETS-2 die gesamte Klimaschutzarchitektur der EU gefährden. Die EWS fordern die Bundesregierung auf, sich für einen Konsens zwischen den Mitgliedstaaten einzusetzen, ohne die Klimaschutzwirkung des ETS-2 abzuschwächen. Das beste Mittel gegen Preissteigerungen im ETS-2 ist, frühzeitige Investitionen in klimafreundliche Wärme und Mobilität zu ermöglichen, anzureizen oder zu fördern, beispielsweise durch das kreditbasierte Vorziehen der Einnahmen aus den EU-Emissionszertifikaten. Gleichzeitig sollte die Bundesregierung deutlich stärker die Folgen und den sozialen Ausgleich steigender Energiepreise durch die nationale Umsetzung des ETS-2 in Deutschland in den Blick nehmen und entsprechende Maßnahmen entschlossen umsetzen.\r\n\r\nPreissicherheit schaffen: Einführung eines nationalen CO₂-Mindestpreises mit klarem, verlässlich steigenden Preispfad\r\nDie EWS fordern einen ambitionierten, verlässlichen und steigenden Preispfad für CO₂ bis zum Start des ETS-2. Planungssicherheit und Verlässlichkeit sind Grundvoraussetzungen für einen zunehmend marktlich initiierten Ausbau Erneuerbarer Energien und dafür, dass Bürgerinnen und Bürger sowie Unternehmen vom Umstieg auf klimaneutrale Lösungen und Technologien profitieren. Um Preisschocks im Übergang aus dem nationalen BEHG in den europäischen ETS-2 zu vermeiden, ist eine frühzeitige Anhebung des nationalen CO₂-Preispfads vor 2027 nötig.\r\nDie EWS sprechen sich für einen nationalen CO₂-Mindestpreis im ETS-1 und perspektivisch im ETS-2 aus, als zentrale Leitplanken für Klimaschutz, eine verursachungsgerechte Bepreisung von Umweltschadenskosten und verlässliche Rahmenbedingungen für Wirtschaft und Gesellschaft. Die Höhe des CO₂-Mindestpreises sollte sich ab 2027 an den nationalen und europäischen Klimazielen in den entsprechenden Sektoren orientieren. Wir teilen im Grundsatz die Auffassung von Expertinnen und Experten, wonach ein Mindestpreis in 2030 bei ca. 120-240 Euro pro Tonne CO₂ liegen sollte.\r\n\r\nSozialen Ausgleich garantieren: Entlastung der Bürgerinnen und Bürger durch ein sozial gestaffeltes Klimageld\r\nDie CO₂-Bepreisung entfaltet ihre Wirkung über Preisanstiege für Endverbrauchende und ist daher in der Praxis anfällig für Populismus und politischen Druck. Dies kann die Akzeptanz der Transformation und der gesamten Energie- und Klimapolitik gefährden. Zudem sind Haushalte mit mittleren und unteren Einkommen besonders von Preisanstiegen betroffen, da CO₂-Preise regressiv wirken. Es ist besonders wichtig, die Einnahmen auf transparente, effektive und gerechte Art und Weise einzusetzen und an die Bevölkerung zurückzugeben. Damit wird eine wichtige Voraussetzung für Akzeptanz geschaffen und alle Menschen werden befähigt, an der Transformation teilzuhaben und diese aktiv mitzugestalten.\r\nParallel zur Anhebung des nationalen CO₂-Preises empfehlen die EWS die Einführung von Kompensationsmaßnahmen wie zum Beispiel einem sozial gestaffelten Klimageld. Die Schaffung eines staatlichen Direktauszahlungskanals kann auch als Vorsorgemaßnahme eines modernen und resilienten Staats für zukünftige Krisen betrachtet werden. Das Instrument der Energiepreisbremsen halten wir für diesen Zweck für ungeeignet, da es Bürgerinnen und Bürger nur indirekt entlastet, kaum Differenzierung ermöglicht und für Energieversorgungsunternehmen sehr aufwendig in der Umsetzung ist.\r\n\r\nCO₂-Preis zielführend flankieren: Mit ausgewogenem Mix aus Anreizen, Förderung und Ordnungsrecht\r\nDeutschland ist für fast ein Viertel der EU-weiten ETS-2 Emissionen verantwortlich. Die Höhe der europaweiten CO₂-Preise hängt maßgeblich davon ab, wie schnell Deutschland seine Klimaziele in den Sektoren Verkehr und Gebäude erreicht. Verfehlt Deutschland diese Ziele, drohen Strafzahlungen in Milliardenhöhe aufgrund der EU-Lastenverteilungsverordnung (ESR).\r\nEin einseitiger Ansatz – sei es allein durch CO₂-Preise, Marktregulierung, Förderprogramme oder Infrastrukturausbau – greift zu kurz und bringt jeweils eigene Nachteile mit sich.  Würde der Gesetzgeber beispielsweise alleine auf CO₂-Bepreisung setzen, wären erhebliche soziale Belastungen die Folge, da der nötige Lenkungseffekt nur bei sehr hohen Preisen eintritt. Deshalb sind zusätzliche Instrumente notwendig, etwa ordnungsrechtliche Maßnahmen (z. B. Effizienzstandards), gezielte Anreize (z. B. für klimafreundliche Mobilität und Sanierungen) sowie Förderprogramme.\r\nErst die kluge Kombination verschiedener Instrumente schafft Kosteneffizienz, Planungssicherheit und soziale Ausgewogenheit. Unabhängig von der konkreten Ausgestaltung des Politikmixes gilt: Der Weg zur Klimaneutralität verlangt eine gesamtgesellschaftliche Anstrengung – und eröffnet zugleich die Chance auf eine lebenswerte, zukunftsfähige Gesellschaft für alle.\r\nAllen Haushalten Umstieg ermöglichen: Zügig Klima-Sozialplan bei der EU einreichen und den EU-Klimasozialfonds stärken\r\nFaire Marktbedingungen durch die CO₂-Bepreisung entstehen nicht nur, weil fossile Emissionen bzw. Schadstoffe ein Preisschild bekommen, sondern auch weil Einnahmen für die Transformation entstehen. In Deutschland belaufen sich die Einnahmen aus ETS-1 und BEHG im Jahr 2024 auf 18,5 Milliarden Euro und decken damit einen Großteil der Mittel für den Klima- und Transformationsfonds (KTF).  Die aktuelle Bundesregierung plant fossile Energieträger mit Mitteln aus dem KTF zu finanzieren, womit sie dessen Zweck und Ziele konterkariert. Für die Verwendung der Einnahmen aus dem ETS-2 gibt es hingegen Vorgaben der EU. Die Mittel sollen klimafreundlichen Zwecken dienen und für sozialen Ausgleich sorgen. Ein Teil fließt direkt an die Mitgliedsstaaten zurück, den diese zur aktiven wirtschafts- und sozialpolitischen Flankierung der Transformation zur Klimaneutralität nutzen sollen. Ein anderer Teil fließt in den sogenannten Klimasozialfonds (KSF), der vulnerablen Gruppen vorbehalten ist.  \r\nDeutschland hat die Frist am 30.06.2025 zur Einreichung eines Klima-Sozialplans verstreichen lassen. Die EWS fordern die Bundesregierung daher auf, unverzüglich einen Klima-Sozialplan für Deutschland zu erstellen und einzureichen, damit die notwendigen Maßnahmen ab 2026 starten können. Ein solcher Plan ist entscheidend, um vulnerable und besonders betroffene Bevölkerungsgruppen zu befähigen, sich schneller von fossilen Energiequellen zu lösen und ihre Energiekosten nachhaltig zu senken. Die EWS unterstützen konkrete Maßnahmen wie z. B. Strom- und Energiesparchecks, die einen unmittelbaren Nutzen für Haushalte entfalten können. Darüber hinaus fordern wir, die Potenziale einer bürgernahen Energiewende zu berücksichtigen – etwa durch dezentrale Versorgungskonzepte, lokale Beteiligung und punktuelle Förderprogramme. \r\nDie Mittel des Klima-Sozialplanes sind dafür alleine nicht ausreichend. Aber er kann zur Grundlage für einen übergeordneten Ansatz eines sozial gerechten Klimaschutzes werden. Die Bundesregierung sollte sich für die Ausweitung des EU-Klimasozialfonds einsetzen. Die Deckelung bei maximal 65 Milliarden Euro im Zeitraum 2026-2032 sollte in ein Mindestmaß umgewandelt werden und proportional mit den Einnahmen aus den CO₂-Preisen mitwachsen.  \r\nAnsprechpartner\r\nPeter Ugolini-Schmidt, Leiter Politik und Verbände / Energiepolitischer Sprecher\r\nFon: +49 162 1364630\r\nE-Mail: p.ugolini-schmidt@ews-schoenau.de\r\nDr. Boris Gotchev, Referent Klimaschutz\r\nFon: +49 174 2386353\r\nE-Mail: boris.gotchev@ews-schoenau.de \r\nReemt Heuke, Senior Manager Public Affairs / Energiepolitik\r\nFon: +49 174 1951417\r\nE-Mail: reemt.heuke@ews-schoenau.de \r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-10-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022298","regulatoryProjectTitle":"Empfehlungen für die nächste Landesregierung Baden-Württembergs mit Verbesserungsvorschlägen zur aktuellen Energiepolitik","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6f/70/689904/Stellungnahme-Gutachten-SG2602040028.pdf","pdfPageCount":9,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Impulspapier\r\nSchönau, den 17.12.2025\r\nHandlungsempfehlungen für die kommende Landesregierung\r\n•\tVorsprung bei der Energie- und Wärmewende für das Ländle nutzen\r\n•\tBeständigkeit beim Erneuerbaren-Ausbau\r\n•\tVerbesserung der Energieinfrastruktur-Finanzierung\r\n•\tVerlässlichkeit für die erneuerbare Wärmeversorgung\r\n•\tMehr Mut und weniger Bürokratie für die Bürgerenergie\r\n\r\n \r\n \r\nEinleitung\r\nDie EWS setzen sich für eine bürgernahe und 100 Prozent Erneuerbare Energieversorgung ein. Wir begrüßen, dass die aktuelle Landesre-gierung in den vergangenen Jahren wichtige Weichenstellungen für den Ausbau Erneuerba-rer Energien vorgenommen hat. Dies macht sich bemerkbar, zum Beispiel, beim Ausbau der Solarenergie sowie bei der verbesserten Ge-nehmigungslage neuer Windenergieanlagen. Auch bei der Wärmewende hat Baden-Württemberg frühzeitig eine Pionierrolle einge-nommen, was sich zum Beispiel bei der kom-munalen Wärmeplanung zeigt. \r\nAm 8. März 2026 sind Landtagswahlen in Ba-den-Württemberg. Der kommenden Landesre-gierung kommt eine zentrale Rolle bei der wei-teren Gestaltung der Energiewende zu. Damit das Land sein ambitioniertes Klimaschutzziel bis 2040 erreicht und zugleich seine wirtschaft-liche Wettbewerbsfähigkeit sichert, sind ver-lässliche und investitionsfreundliche Rahmen-bedingungen für den Ausbau der Erneuerbaren Energien und den Aufbau einer klimaneutralen Energieinfrastruktur unerlässlich. Die Atomkraft spielt dabei aus unserer Sicht keine Rolle. Die neue Landesregierung sollte die Energiewende entsprechend im Ländle weiter entschlossen vorantreiben, sich bietende Chancen nutzen und sich im Rahmen ihrer Möglichkeiten auch grenzübergreifend gegen Laufzeitverlängerun-gen von Atomkraftwerken und / oder Neubau-vorhaben aussprechen.\r\nDie nachfolgenden Handlungsempfehlungen dienen aus unserer Sicht dazu, den Transfor-mationsprozess erfolgreich fortzuführen und die Energiewende im Land nachhaltig zu veran-kern. Dabei sollte Baden-Württemberg an sei-nem Klimaschutzziel Netto-Treibhausgasneutralität bis 2040 festhalten, um seine Vorreiterposition zu sichern.\r\n\r\nVorsprung bei der Ener-gie- und Wärmewende für das Ländle nutzen\r\nBaden-Württemberg nimmt mit ambitionierter Energie- und Klimapolitik eine Vorreiterrolle ein. Bspw. bei der Wärmeplanung hat das Land frühzeitig klare Zielsetzungen formuliert und regulatorische Grundlagen geschaffen. Um diesen Vorsprung gegenüber anderen Bundes-ländern und dem Bund zu halten, braucht es nun Konsistenz, klare Prioritäten und eine lan-despolitische Strategie, die den Wandel im Strom- und Wärmesektor weiter beschleunigt und gleichzeitig Planungssicherheit für Unter-nehmen, Kommunen und Haushalte gewähr-leistet.\r\nLandesweite Führungsrolle durch konsis-tente Klimapolitik festigen\r\nBaden-Württemberg hat mit seinen ambitionier-ten Klimazielen und auf den Weg gebrachten Maßnahmen und Instrumenten einen entschei-denden Vorsprung. Die Fortschreibung des Klimaschutzgesetzes sollte dabei die Rolle des Landes als Innovationstreiber deutlich stärken und sicherstellen, dass Baden-Württemberg beim Klimaschutz eine Vorreiterrolle spielen kann, die neue Innovationen und wirtschaftliche Impulse ermöglicht.\r\nWärmeplanung weiterentwickeln und kommunale Umsetzung vereinfachen\r\nMit der verbindlichen kommunalen Wärmepla-nung hat Baden-Württemberg bereits sehr früh Maßstäbe gesetzt. Während der Bund nun ähnliche Vorgaben einführt, muss das Land seine eigenen Strukturen weiter professionali-sieren, um den Vorsprung nicht zu verlieren. Entscheidend ist, dass die Wärmeplanung nicht nur kartiert, sondern in konkrete, umsetzungs-reife Projekte überführt wird – also die kommu-nale Wärmewende nicht auf dem Reißbrett stecken bleibt, sondern auch in der Praxis ankommt. Entscheidend dafür ist, dass Baden-Württemberg alle verfügbaren Hebel nutzt, um insbesondere die Finanzierungsbedingungen für klimaneutrale Energieinfrastruktur zu vereinfa-chen. Nur so bleibt Baden-Württemberg Im-pulsgeber für effiziente und erneuerbare Wär-meversorgung.\r\nVom Piloten zum Standard: Industrielle Transformation als Wirtschaftsbooster\r\nDie industrielle Transformation in Baden-Württemberg hat wichtige Schritte nach vorne gemacht. Immer mehr Unternehmen machen sich auf den Weg und zeigen, welches Poten-zial in einer konsequenten Ausrichtung auf Klimaneutralität steckt. Dazu gehören Unter-nehmen, die bereits erneuerbare Eigenversor-gung aufbauen, langfristige Stromlieferverträge (PPA) einsetzen oder digitale Steuerungstechnik in ihre Produktionsprozesse integrieren, um Effizienz und Flexibilität zu erhöhen. Solche Vorreiter belegen, dass Klimaneutralität nicht nur Emissionen reduziert, sondern Innovationen auslöst, Produktionskosten stabilisiert und neue Geschäftsmodelle ermöglicht.\r\nAuch modellhafte Abwärmenutzung in industri-ell geprägten Regionen – etwa Kooperationen zwischen Betrieben und Wärmenetzbetreibern – machen deutlich, dass Dekarbonisierung mit lokalen Wertschöpfungseffekten, erhöhter Energieeffizienz und zusätzlichen Arbeitsplätzen einhergehen kann. Dennoch bleibt festzuhalten: Diese Beispiele sind bislang die Ausnahme, nicht der Standard.\r\nUm den Landesvorsprung zu sichern, braucht es eine industriepolitische Strategie, die nicht nur Pioniere stärkt, sondern wirtschaftliche Anreize für die breite Masse schafft. Klimaneut-rale Produktion muss als Wettbewerbsvorteil klar sichtbar werden: durch niedrigere Energie-kosten, resilientere Lieferketten, höhere Innova-tionsfähigkeit und neue Beschäftigungsmög-lichkeiten in Zukunftsfeldern. Nur wenn aus einzelnen Leuchttürmen ein breiter industrieller Transformationspfad entsteht, kann Baden-Württemberg seine wirtschaftliche Stärke lang-fristig sichern. \r\n\r\nBeständigkeit beim Er-neuerbaren-Ausbau \r\nPachthöhen bei Wind-Flächen stärker regulieren\r\nDie EWS haben gemeinsam mit dem Öko-Institut Anfang des Jahres eine Studie zum Ausbau der Windenergie in Baden-Württemberg veröffentlicht. Gemäß der Studie hat sich die Situation bei der Windenergie, insbesondere in Bezug auf Anzahl und Dauer von Genehmigungen deutlich verbessert. Ob Baden-Württemberg seine Ausbauziele aller-dings erreichen wird, hängt von verschiedenen Faktoren ab, allen voran der Pachtforderungen und der tatsächlichen Flächenverfügbarkeiten. \r\nDer Koalitionsvertrag zwischen CDU, CSU und SPD stellt im Kapitel Windenergie klar, dass die Koalitionäre die zulässige Höhe der Flächen-pachten für im EEG geförderte Anlagen begren-zen wollen. Dies ist aus unserer Sicht zu be-grüßen. Hohe Pachten stellen laut der Projekt-entwickler ein generelles Hindernis für den Windenergieausbau dar. Auch in Baden-Württemberg werden hohe Flächenpachten durch öffentliche Akteure aufgerufen, was einen Überbietungswettbewerb zur Folge hat. Dies erhöht die Kosten und senkt die Akzeptanz solcher Projekte. \r\nDie EWS fordern die zukünftige Landesregie-rung auf, in enger Abstimmung mit der Bun-desregierung eine praktikable Lösung zu entwi-ckeln, wie die Obergrenze für Pachten für EEG-geförderte Anlagen in Baden-Württemberg ausgestaltet werden kann. In der Zwischenzeit sollten auf Landesebene Maßnahmen entwor-fen werden, um die Pachtforderungen zumin-dest öffentlicher Akteure auf angemessene Preise zu deckeln. Alternativ könnten in Anleh-nung an das Vorgehen in Bayern kommunale Belange im Rahmen der Ausschreibung stärke-re Berücksichtigung erfahren, wodurch es zu moderateren Auktionsergebnissen kommt, bei denen auch mehr regionale Unternehmen und Betreiber in Bürgerhand Zuschläge erhalten. \r\nFlächenverfügbarkeit garantieren\r\nBesagter Studie nach wird über alle Regionen hinweg in den Planentwürfen der Regionen insgesamt etwa 3 % der Landesfläche als Windvorranggebiete ausgewiesen. Das ist ziel-übererfüllend und aus unserer Sicht sehr zu begrüßen. Gleichzeitig wird darauf hingewiesen, dass der Ausbau der Windenergie entlang der gesamten Prozesskette mit zahlreichen Hemmnissen konfrontiert ist, weshalb sich das Bundesland nicht auf den Erfolgen ausruhen sollte. Wir haben Sorge, dass es auf eine große Lücke zwischen Ausweisungen und tatsächli-chem Zubau hinausläuft, da nicht garantiert werden kann, dass viele der ausgewiesenen Flächen auch privatrechtlich zur Verfügung stehen. \r\nDie Studie hat gezeigt, dass eine große Unsi-cherheit der Projektierer besteht, inwieweit sich die geplanten Windvorrangflächen tatsächlich erschließen lassen. Dies betrifft u.a. die Eig-nung dieser Flächen im Sinne der Windhöffig-keit, Topografie oder Konkurrenz mit anderen Nutzungsformen, die nicht immer gegeben ist. Auch ist nicht klar, ob Flächeneigentümer dazu bereit sind, die Fläche dem Windenergieausbau zur Verfügung zu stellen und Pachtverträge abzuschließen. \r\nDie EWS fordern die zukünftige Landesregie-rung auf, die Ausweisung und Eignung der Flächen eng zu evaluieren. Denkbar wäre es daher beispielsweise, auf landesrechtlicher Ebene (z.  B. in § 20 KlimaG BW oder im LPlG BW) zu regeln, dass bei einer Fortschreibung überprüft werden muss, ob sich Flächen zwi-schenzeitlich als ungeeignet für Windenergie erwiesen haben. Die Regional- bzw. Teilpläne sind dann so anzupassen, dass entsprechende Flächen herausgenommen und dafür neue aufgenommen werden, so dass die Teilflächen-ziele wieder erreicht werden.\r\nBezüglich des Zeitpunktes der Evaluation sollte zunächst eine Phase der Konsolidierung bei den beteiligten Behörden und den Vorhabenträ-gern abgewartet werden, bevor dann eine wei-tere Fortschreibung vorgenommen wird. Die Phase der Konsolidierung sollte jedoch dafür genutzt werden, um die Eignung und Verfüg-barkeit der ausgewiesenen Windvorrangflächen zu evaluieren. Ein mögliches Zieldatum für die-se Evaluierung sollte das im WindBG vorgese-hene Datum vom 31.12.2027 sein.\r\nSüdquote im Referenzertragsmodell bei den Windausschreibungen beibehalten\r\nNach Koalitionsvertrag zwischen CDU, CSU und SPD will die Bundesregierung das Refe-renzertragsmodell auf Kosteneffizienz u.a. hin-sichtlich unwirtschaftlicher Schwachwind-Standorte überprüfen. Diese Aussage hat für große Verunsicherung in der Branche gesorgt. So hat sich die Südquote im Referenzertrags-modell bewährt und ermöglicht – auch unter aktuell hohem Wettbewerb in den Windaus-schreibungen –, dass Windprojekte in Gebirgs-regionen realisiert werden können. Sie sollte daher unbedingt beibehalten werden.\r\nSüdstandorte haben in der Regel deutlich mehr Errichtungsaufwand z. B. für Tiefbau und Lo-gistik. Das Referenzertragsmodell kommt dem teilweise entgegen, zielt aber nur auf den Ertrag des Standorts ab. Leider können damit Süd-projekte häufig nicht mit Projekten in anderen Regionen konkurrieren, weswegen eine Evaluie-rung der kommenden EEG-Auktionen in Bezug auf die erzielten Zuschläge in Süddeutschland erfolgen sollte.\r\nAktuell blicken einige Projektierer aus Baden-Württemberg mit Sorge auf die steigenden Genehmigungszahlen und regere Teilnahme an EEG-Auktionen der Bundesnetzagentur, über die sich nahezu alle Projekte in Süddeutschland finanzieren. Durch eine steigende Teilnahme in den Auktionen könne es zu sinkenden Zu-schlagswerten kommen, bei denen Projekte in Baden-Württemberg dann nicht mehr wirt-schaftlich wären. Sollte es zu dauerhaft aus-bleibenden Zuschlägen für süddeutsche Projek-te kommen, ist eine Anpassung des Referen-zertragsmodells zu prüfen. \r\nDie EWS fordern die zukünftige Landesregie-rung auf, die weiteren Entwicklungen eng zu begleiten und in Abstimmung mit der Bundes-regierung zielführende Maßnahmen für den weiteren Ausbau der Windenergie in Baden-Württemberg zu entwickeln.\r\nWirtschaftlichkeit von PV-Freiflächenprojekten garantieren\r\nNeue PV-Freiflächenanlagen stehen aktuell wirtschaftlich unter starkem Druck. Der Wett-bewerb in den Ausschreibungen ist hoch, was die Zuschlagswerte stark reduziert. Leider sorgt das auch dafür, dass die Wirtschaftlichkeit sol-cher Projekte insb. von kleineren und mittleren Projektierern stark beeinträchtigt wird. Auf der anderen Seite sind marktliche Refinanzierungs-formen wie z. B. PPA für PV-Freiflächenanlagen noch stark unterentwickelt.\r\nHier gilt es, die Regulatorik entsprechend zu verbessern. Dabei sollte sowohl der Pfad der EEG-Förderung als auch der der marktlichen Refinanzierung konsequent weiterentwickelt werden. Auf Seiten der EEG-Förderung gilt es, die Höchstwerte auf einem stabilen Niveau zu halten und das Ausschreibungsdesign nicht zu überfordern, was z. B. durch eine stärkere Ge-wichtung qualitativer Kriterien in den Aus-schreibungen passieren könnte. In Sachen marktlicher Refinanzierung z. B. über PPA gilt es, diese Verträge abzusichern. Hier setzen wir uns für eine Ausfallbürgschaft für EE-Projekte ein, wie es beispielsweise im französischen Ausland praktiziert wird. \r\nDie EWS fordern die neue Landesregierung auf, sich diesem Thema verstärkt anzunehmen. Einerseits sollte geprüft werden, inwiefern über eigene Landesprogramme z. B. der L-Bank eine Ausfallbürgschaft zur effizienteren Finanzie-rung von Solarparks via PPA bereitgestellt wer-den kann. Andererseits sollte sich die Landes-regierung auch gegenüber der Bundesregierung und Regulierungsbehörde für eine sinnvolle Weiterentwicklung des staatlichen Fördersys-tems für den Freiflächenausbau sowie für die Einführung von Ausfallbürgschaften für PPA-Projekte auf Bundesebene einbringen.\r\nDirektvermarktung kleiner PV-Anlagen konsequent weiterentwickeln\r\nLaut dem Energieatlas Baden-Württemberg waren im Jahr 2025 PV-Dachanlagen mit einer installierten Gesamtleistung von ca. 11,6 GW in Betrieb. Dies macht ungefähr 80-85 Prozent der gesamt installierten PV-Leistung (14,1 GW im Dezember 2025) in Baden-Württemberg aus. Aus unserer Sicht ist der Übergang von neuen PV-Kleinanlagen in die Direktvermark-tung zielführend. Gleichwohl ergibt die schritt-weise Herabsenkung von Direktvermarktungs-grenzen nur Sinn, sofern flankierend die Rah-menbedingungen zur Vermarktung von EE-Strom aus neuen PV-Kleinanlagen drastisch vereinfacht werden. Zwingend ist hier zum Beispiel die wesentlich schnellere, bezahlbare und verlässliche Ausstattung von Kleinanlagen mit intelligenter Mess-, Steuer- und Regelungs-technik. Des Weiteren empfehlen wir die Verein-fachung und Reduzierung der Prozesse und Kosten für die Registrierung von Kleinanlagen im Herkunftsnachweisregister, um auch die förderfreie Direktvermarktung mit Ausgabe der Grünstromqualität attraktiver zu machen.\r\nDie EWS fordern die zukünftige Landesregie-rung auf, sich direkt gegenüber der Bundesre-gierung und über den Bundesrat für eine weite-re Stärkung der kleinen PV einzusetzen. Dadurch wird vor Ort Wertschöpfung generiert und die Akzeptanz für den EE-Ausbau hochge-halten. Grundvoraussetzung für den Übergang von Kleinanlagen in ein marktliches Vergü-tungssystem ist jedoch, dass zunächst die Rahmenbedingungen für die Direktvermarktung kleiner Anlagen verbessert werden, bevor über Fördersenkungen nachgedacht wird. \r\n\r\nVerbesserung der Ener-gieinfrastruktur-Finanzierung \r\nEE-Ausbau auf eine weiterhin solide Fi-nanzierungsgrundlage stellen\r\nDie EEG-Absicherung für EE-Projekte stellen aktuell die betriebswirtschaftliche Grundlage für Investitionen in die Energiewende sicher. Nach EU-Vorgaben ist die Fördersystematik weiterzu-entwickeln hin zu einem sogenannten Contract for Difference (CfD) mit einer Abschöpfungs-komponente. Wir begrüßen diese Entwicklung und fordern, dass mögliche Abschöpfungserlö-se durch den Staat – wie in der EU-Regulatorik vorgesehen – an die Haushalte zurückgezahlt werden, z. B. durch die allgemeine Reduzierung der Strompreise oder durch die Einführung eines Klimageldes. \r\nGleichzeitig muss bei der CfD-Ausgestaltung darauf geachtet werden, dass keine höheren Risiken für Anlagenbetreiber entstehen, die die Kosten erhöhen, die Akteursvielfalt einschrän-ken oder durch zu große Komplexität einen Fadenriss im EE-Ausbau herbeiführen.\r\nAus unserer Sicht können diese Bedingungen nur durch einen einfach zu handhabenden pro-duktionsabhängigen CfD, der auf die tatsächli-che Einspeisung abzielt, mit einem Cap & Floor Rahmen erfüllt werden. Hier wird um den in den Ausschreibungen ermittelten anzulegenden Wert eine Ober- und Untergrenze gebildet, der die Planungssicherheit für alle Akteure deutlich steigert. \r\nGleichzeitig muss bei dem Modell darauf ge-achtet werden, dass eine Wechselmöglichkeit in die sonstige Direktvermarktung erhalten bleibt. Auch mit zweiseitigen CfDs muss diese Flexibilität gegeben sein, sonst droht das Ab-würgen förderfreier Vermarktungskonzepte (z. B. Green-PPA). \r\nDie EWS fordern die neue Landesregierung auf, sich direkt bei der Bundesregierung sowie über den Bundesrat für den dargestellten Rah-men zur Weiterentwicklung der Erneuerbaren-Finanzierung einzusetzen. Eine EEG-Reform mit entsprechender Anpassung des Finanzie-rungsrahmens ist für Anfang 2026 angekün-digt.\r\nFinanzierung von Wärmeprojekte stärken\r\nFür die Dekarbonisierung bestehender sowie den Ausbau und Verdichtung von Wärmenet-zen sind massive Investitionen nötig. Insbeson-dere kleine und mittelständische Akteure (wie Stadtwerke, Genossenschaften, Bürgerener-giegesellschaften) haben mit Blick auf gestie-gene Zinssätze immer mehr mit der Akquisition von Fremdkapital und hohen Zinsen zur Reali-sierung neuer Wärmeprojekte zu kämpfen. Aus Sicht der EWS wäre ein bundesweites Bürg-schaftsprogramm an dieser Stelle ein effizienter Hebel, um unmittelbar die Finanzierungskosten durch bessere Zinsbedingungen zu reduzieren bzw. überhaupt an Kredite zu kommen. Dies sollte als ein Instrument im sog. Energiewende-fonds (als Teil des Deutschlandfonds) der Bun-desregierung verankert werden und die KfW könnte hier als öffentlicher Bürgschaftsgeber fungieren. Daher sind wir positiv gestimmt, dass sich der Koalitionsausschuss in Berlin am 16.11. auf die Einrichtung eines Deutschlands-fonds geeinigt hat und dass auch Bürgschaften für Wärmenetzbetreiber Teil des Fonds sein sollen. \r\nDas Bürgschaftsprogramm des Landes Baden-Württemberg über die landeseigene L-Bank ist ebenso ein Schritt in die richtige Richtung. Dies sollte jedoch über das aktuelle Absicherungsni-veau von 70-80 % deutlich hinausgehen, ideal-erweise 100 %, um den Zugang zu Fremdkapi-tal für kleine Akteure zu ermöglichen. Ebenso halten wir die Bürgschaftsprovisionen ange-sichts der dringend benötigten Investitionen in Wärmenetze für zu hoch und empfehlen hier max. 1,5 %.\r\nDarüber hinaus dürfen Investitionen in Wärme-netze und Wärmepumpen nicht zu einem dau-erhaften Minusgeschäft werden. Dafür braucht es auch künftig stabil finanzierte Förderpro-gramme wie das BEG (Bundesförderung effizi-ente Gebäude) oder das BEW (Bundesförde-rung effiziente Wärmenetze). Bezüglich des BEW gilt es, die Förderhöhen bei mindestens 40 Prozent beizubehalten und weiterhin Be-triebskostenförderung, Förderung der Pla-nungsleistungen und Bürgerbeteiligung zu fördern. Hier sollte sich die zukünftige Landes-regierung mit Nachdruck dafür einsetzen, dass die Finanzierung der genannten Programme auch über 2026 hinaus auskömmlich bleibt und das BEW in ein eigenes Gesetz überführt wird.\r\nSchlussendlich halten wir die Einführung eines passgenauen Förderprogramms für notwendig, das insbesondere in der Gründungs- und Ent-wicklungsphase kleine Projektträger wie Ge-nossenschaften gezielt unterstützt. Der Aufbau erneuerbarer Wärmenetze ist für kleine, bürger-nahe Akteure im ländlichen Raum ohne öffentli-che Unterstützung nicht realisierbar. \r\nDie EWS fordern die künftige Landesregierung auf, die Finanzierungsbedingungen für Wärme-projekte zu stärken. Dafür sollte sie sich für die Einführung eines bundesweiten Bürgschafts-programm, die Stärkung des landesweiten Bürgschaftsprogramm, eine verbesserte und über 2026 gesicherte Finanzierung der Wär-meförderprogramme wie BEG und BEW, sowie die Stärkung genossenschaftlicher Akteure über ein eigenes, passgenaues Förderpro-gramm, einsetzen.\r\n\r\nVerlässlichkeit für die er-neuerbaren Wärmever-sorgung\r\nErfolge in der kommunalen Wärmepla-nung weiterführen\r\nBaden-Württemberg hat bei der kommunalen Wärmeplanung eine Vorreiterrolle eingenom-men, die deutschlandweit Vorbildcharakter hat.\r\nUm diese Vorreiterrolle beizubehalten, muss die kommunale Wärmeplanung Bürger frühzeitig einbeziehen – nicht erst nach der Planung. Nur so können sich bürgergetragene Modelle ent-wickeln und Genossenschaften entstehen, die Nahwärmenetze gemeinsam mit Kommunen und kommunalen Unternehmen realisieren. Wer zu spät beteiligt, verliert potenzielle An-schlussnehmer dauerhaft. Die zukünftige Lan-desregierung sollte daher dafür sorgen, dass eine bessere Bürgerbeteiligung bei Erstellung, Anpassung und Planung der kommunalen Wärmeplanung sichergestellt ist. \r\nDes Weiteren sollte über eine stärker geltende verpflichtende Nahwärmenutzung (Anschluss- und Benutzungszwang) für Neubaugebiete (siehe auch AGFW, § 11 der Baden-Württembergischen Gemeindeordnung) nach-gedacht werden, soweit Verhältnismäßigkeit gewahrt und bestimmte Anforderungen erfüllt sind (z. B. hohe Erneuerbaren-Anteile, Preis-konditionen o.ä.). \r\nDie EWS fordern die künftige Landesregierung auf, mehr Druck auf die Gemeinden zur Nut-zung des Artikels auszuüben und sich auch für eine bundesweite Regelung einzusetzen.\r\nVorbildfunktion der öffentlichen Hand \r\nAus Sicht der EWS sollte Baden-Württemberg beim klimafreundlichen Ausbau der Gebäude-wärme eine Vorreiterrolle einnehmen. Die öf-fentliche Hand trägt dabei besondere Verant-wortung: Durch hohe Effizienzstandards und den konsequenten Einsatz erneuerbarer Heiztechnologien in ihren eigenen Gebäuden soll sie Vorbild für Wirtschaft und Gesellschaft sein. Neben den bundesweiten Vorgaben braucht es dafür gezielte Landesinitiativen – insbesondere bei der Modernisierung von Ver-waltungs- und Bildungseinrichtungen sowie bei der Festlegung ambitionierter Standards für Neubau und Sanierung. Die Wärmewende bietet zugleich erhebliche wirtschaftliche Chan-cen: Sie stärkt regionale Unternehmen, fördert technologische Innovationen und schafft zu-kunftsfähige Arbeitsplätze im wachsenden Markt für erneuerbare Energien und energieeffi-ziente Technologien \r\nFesthalten am 65-Prozent-Ziel im Ge-bäudeenergiegesetz\r\nEin zentrales Element erfolgreicher Wärmewen-depolitik ist die Beibehaltung des 65-Prozent-Ziels im Gebäudeenergiegesetz (GEG). Es trägt wesentlich zur Planungssicherheit für Unter-nehmen, Kommunen, Bauindustrie und private Bauherren bei. Ein Zurückweichen von diesem Ziel würde die Dynamik der Wärmewende schwächen und das Vertrauen in die Verläss-lichkeit langfristiger Klimaziele untergraben. \r\nDie EWS fordern die Landesregierung Baden-Württembergs auf, sich direkt gegenüber der Bundesregierung sowie über den Bundesrat für den Erhalt dieser Zielmarke einzusetzen.\r\nAusbau der Landesinitiativen und Büro-kratieabbau\r\nMit dem bereits 2010 in Kraft getretenen Er-neuerbare-Wärme-Gesetz (EWärmeG) hat Ba-den-Württemberg frühzeitig Maßstäbe gesetzt und bundesweit Impulse für erneuerbare Wär-me geliefert. Auf dieser Grundlage gilt es nun, die bestehende Vorreiterrolle entschlossen aus-zubauen. Dazu gehören vor allem die Vereinfa-chung von Förderverfahren, der konsequente Abbau bürokratischer Hürden und der Ausbau gezielter Unterstützungsinstrumente, um priva-tes und betriebliches Engagement zu erleich-tern. Ein konkreter Baustein wäre hier die kon-sequente digitale Abwicklung standardisierter Verfahren: Förderanträge und Nachweispflich-ten sollten über zentrale Online-Portale mit einheitlichen Formularen, automatischen Plau-sibilitätsprüfungen und transparentem Bearbei-tungsstand abgewickelt werden, um Bearbei-tungszeiten zu verkürzen und den Aufwand für Bürgerinnen, Bürger und Unternehmen deutlich zu reduzieren.\r\nDie EWS fordern die kommende Landesregie-rung auf, auch künftig über ihren landespoliti-schen Spielraum Maßstäbe zu setzen, damit Bundesrecht und andere Bundesländer diesen Weg nachvollziehen können.\r\nSteigerung der Energieeffizienz im Ge-bäudesektor \r\nIm Wärmebereich bleiben viele Chancen zur Steigerung der Energieeffizienz in Gebäuden nach wie vor ungenutzt. Um diese zu erschlie-ßen, müssen Förderprogramme gezielt ausge-baut und bürokratische Hürden deutlich abge-baut werden, beispielsweise durch die Einfüh-rung von One-Stop-Shops, wo Beratung, För-derung und Umsetzung zentral gebündelt wer-den können. Diese zentralen Anlaufstellen er-leichtern den Zugang zu Maßnahmen der ener-getischen Sanierung und beschleunigen die praktische Umsetzung. \r\nSo kann Baden-Württemberg seine führende Position bei der Wärmewende festigen und gleichzeitig Klimaschutz und wirtschaftliche Dynamik gezielt voranbringen.\r\n\r\nMehr Mut und weniger Bürokratie für die Bürge-renergie\r\nUnterstützung des Landes für Bürger-energie \r\nDie Bürgerenergie ist und bleibt ein Treiber und eine wichtige Säule der Energiewende. Um diese Säule zu stärken und zu erneuern, braucht es ein gezieltes landeseigenes Förder-programm, das Bürgerenergiegenossenschaf-ten bei Strategieentwicklung, Professionalisie-rung und möglichen Zusammenschlüssen unterstützt. So kann die Verankerung der Ener-giewende in der Region gesichert und ausge-baut werden. Ohne starke regionale Akteure und Bürgerenergie wird der Ausbau der erneu-erbaren Energien an Akzeptanz, Tempo und Vielfalt verlieren.\r\nReallabore für dezentrale und innovative Energieversorgung\r\nEs gibt viele innovative und akzeptanzfördernde Modelle zur dezentralen Energieversorgung. Auch Energy Sharing kann auf viele unter-schiedliche Weisen umgesetzt werden. Damit dezentrale Versorgungskonzepte ihr volles Po-tenzial zur Stärkung lokaler Wertschöpfung, Akzeptanz, sowie für Netzstabilität und die Reduktion von Systemkosten entfalten können, braucht es einen klaren, energiewirtschaftlich fundierten und netzdienlichen Ordnungsrah-men. Im Kern liegt die Verantwortung dafür auf Bundesebene, aber die neue Landesregierung hat die Möglichkeit, über das Reallaborgesetz auch auf Landesebene zu unterstützen. So können beispielsweise modellhafte Energy-Sharing-Konzepte und weitere innovative, de-zentrale Versorgungskonzepte ermöglicht wer-den, um praktische Erfahrungen zu sammeln. Solche Pilotprojekte können in Baden-Württemberg systematisch Erfahrungen gene-rieren, bestehende regulatorische und techni-sche Hürden sichtbar machen und zugleich als Referenz für eine breite Weiterentwicklung der Konzepte dienen. Entscheidend ist, dass diese Projekte nicht auf symbolische Einzelfälle be-schränkt bleiben, sondern gezielt in verschie-denen Regionen und Konstellationen aufgesetzt werden, um die Anwendbarkeit, Wirtschaftlich-keit und Skalierbarkeit der Modelle unter realen Bedingungen zu testen. \r\nDie EWS fordern die kommende Landesregie-rung auf, die Optionen über das Reallaborge-setz zu nutzen und im Rahmen ihrer Möglich-keiten Anreize zur Steigerung der Wirtschaft-lichkeit solcher Modelle zu verbessern.\r\nAnreize und passgenauer Unterstützung für Smart-Meter-Rollout \r\nDer Roll-out intelligenter Messsysteme ist für die Energiewende von herausragender Bedeu-tung. Für kleine und mittelständische Messstel-lenbetreiber stellt die Digitalisierung unter den aktuellen regulatorischen Vorgaben jedoch eine große Herausforderung dar. Hier bedarf es ge-zielter Anreize, standardisierter Prozesse und passgenauer Unterstützungsangebote, um Smart Meter schnell und flächendeckend aus-zurollen.\r\nDie EWS fordern die Landesregierung auf, gemeinsam mit den Netzbetreibern, wettbe-werblichen Messstellenbetreibern und Herstel-lern aus von Gateways aus Baden-Württemberg Lösungen zu entwickeln, damit Smart Meter unkompliziert, kosteneffizient und zügig ausgeliefert und in Betrieb genommen werden können – insbesondere, damit Ver-braucherinnen und Verbraucher dynamische Stromtarife, flexible Laststeuerung und neue Geschäftsmodelle nutzen können.\r\nBürokratieabbau auch bei mittelständi-schen Stromnetzbetreibern\r\nFür kleine und mittelständische Netzbetreiber stellen umfassende Berichtspflichten und auf-wendige Anzeige- und Genehmigungsverfahren angesichts der oft begrenzten personellen und finanziellen Ressourcen eine unverhältnismäßi-ge Belastung. Differenzierte Schwellenwerte, vereinfachte Berichtsformate und digitale Stan-dardverfahren für kleine und mittelständische Betreiber würden den bürokratischen Aufwand deutlich verringern, ohne die Qualität, Transpa-renz und Relevanz der erfassten Daten zu be-einträchtigen. Diese Entlastung ermöglicht es kleinen Netzbetreibern, sich auf ihre Kernauf-gaben zu konzentrieren: die Gewährleistung der Netzstabilität, den zügigen Anschluss erneuer-barer Erzeugungsanlagen und die vollständige Digitalisierung ihrer Systeme. \r\nDie EWS fordern die Landesregierung Baden-Württembergs auf, kleine und mittelständische Stromnetzbetreiber durch einen konsequenten Bürokratieabbau zu entlasten.\r\n\r\n\r\n \r\nAnsprechpartner\r\nEWS Elektrizitätswerke Schönau eG\r\n- Abteilung Politik & Verbände\r\nE-Mail: energiepolitik@ews-schoenau.de\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-12-17"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022300","regulatoryProjectTitle":"Empfehlungen zur Verbesserung der EEG-Novelle für einen besseren Ausbau Erneuerbarer Energien","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f2/9c/689906/Stellungnahme-Gutachten-SG2602040029.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier\r\nSchönau, den 22.01.2026\r\nEWS-Handlungsempfehlungen für die kommende Erneuerbare-Energien-Gesetz-Novelle (EEG 2026)\r\n\r\n•\tCfD als Leitfinanzierungsinstrument planungssicher ausgestalten\r\n•\tFörderfreie EE-Vermarktung via PPA durch Garantien absichern\r\n•\tNetzanschlüsse standardisieren\r\n•\tPachthöhen bei Wind-Flächen begrenzen\r\n•\tSüdquote im Referenzertragsmodell beibehalten\r\n•\tWirtschaftlichkeit von PV-Freiflächenanlagen verbessern\r\n•\tEffizientere Direktvermarktung für Kleinanlagen ermöglichen\r\n \r\n \r\nEinleitung\r\nDie EWS setzen sich für eine bürgernahe und 100 Prozent Erneuerbare Energieversorgung ein. Der im Herbst veröffentlichte Monitoringbe-richt von den Beratungsunternehmen BET und EWI zum Stand der Energiewende hat aus unserer Sicht einen realistischen Blick auf die Energiewende in Deutschland geworfen. Der Bericht gibt viele zielführende Handlungsemp-fehlungen, die eine gute Grundlage für die pragmatische Weiterentwicklung des regulatori-schen Rahmens für die Energiewende liefern.\r\nDas Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) ist eine Erfolgsgeschichte. In kurzer Zeit konnte mit dem dort entwickelten Rechtsrahmen die Transformation der Energieversorgung hin zu einem weitgehend erneuerbaren Energiesystem eingeleitet werden. Es stellen sich in der Ener-giewirtschaft nun neue Herausforderungen, weswegen auch das EEG zielführend weiter-entwickelt werden muss. Es gilt, Flexibilitäten und Speicher weiter anzureizen, die Fördersys-tematik entsprechend europäischer Vorgaben anzupassen und neue Geschäftsmodelle anzu-reizen. Dabei darf das Ziel einer bürgernahen und 100 Prozent Erneuerbare Energieversor-gung nicht aus den Augen verloren gehen. \r\nCfD als Leitfinanzierungsinstrument pla-nungssicher ausgestalten\r\nDie EEG-Absicherung für EE-Projekte stellt aktuell die wichtigste betriebswirtschaftliche Grundlage für Investitionen in die Energiewende sicher. Nach EU-Vorgaben ist die Fördersyste-matik weiterzuentwickeln hin zu einem s.g. Contract for Difference (CfD) mit einer Ab-schöpfungskomponente (Claw-Back-Mechanismus). Wir begrüßen diese Entwick-lung und fordern, dass mögliche Abschöp-fungserlöse durch den Staat – wie in der EU-Regulatorik vorgesehen – an die Endverbrau-chenden zurückgezahlt werden. Dies kann z. B. durch die allgemeine Reduzierung der Strom-preise (Stichwort Senkung Stromsteuer auf EU-rechtliches Minimum) oder durch die Einfüh-rung eines Klimageldes erfolgen.\r\nGleichzeitig muss bei der CfD-Ausgestaltung zwingend darauf geachtet werden, dass die Wirtschaftlichkeit neuer EE-Projekt im gesam-ten Bundesgebiet garantiert wird. Bereits im bestehenden Fördersystem (Marktprämienmo-dell) stehen größere Wind- und Solarprojekte angesichts sinkender Marktwerte unter einem massiven Kostendruck (siehe unten). Darüber hinaus dürfen durch den Umstieg auf CfD keine höheren Risiken für Anlagenbetreiber entste-hen, die die Akteursvielfalt einschränken oder die Komplexität weiter erhöhen. Der Übergang in ein CfD-System muss mit einer angemesse-nen Wirtschaftlichkeit und handhabbarem Risi-ko einhergehen. Andernfalls droht ein massiver Einbruch beim EE-Zubau und eine entspre-chende Verfehlung der 2030-Ziele.\r\nAus unserer Sicht können diese Bedingungen nur durch einen maximal einfach zu handha-benden produktionsabhängigen CfD erfüllt werden, dessen Förderung mit ct/kWh auf die tatsächliche Einspeisung abzielt. In einem der-artigen Cap-&-Floor-Rahmen wird um den in den BNetzA-Ausschreibungen ermittelten anzu-legenden Wert eine Ober- und Untergrenze gebildet. Dadurch wird die Planungssicherheit für alle involvierten Akteure (insb. Betreiber und Abnehmer) deutlich gesteigert und Risiko bzw. Kosten minimiert. \r\nBei einem derartigen CfD-Modell muss auch darauf geachtet werden, dass eine Wech-selmöglichkeit in die die förderfreie Vermarktung von EE-Strom via Strom-Direktlieferverträgen (PPA) erhalten bleibt. \r\nFörderfreie EE-Vermarktung via PPA durch Garantien absichern\r\nDas Risiko der Nutzung von privatwirtschaftli-chen, förderfreien PPAs (z. B. im Zuge der sonstigen Direktvermarktung nach § 21a EEG) ist für Betreiber von EE-Anlagen in der Regel höher als die Inanspruchnahme des staatlichen Fördersystems, denn mit ihnen gehen Ausfallri-siken und eine höhere Komplexität in der ener-giewirtschaftlichen Einbindung einher.\r\nVor allem für kleinere Akteure (bspw. kleine und mittlere Unternehmen (KMU), Stadtwerke, Energiegenossenschaften) sind PPAs daher mit Herausforderungen verbunden. Einige Gründe sprechen aktuell für die Meidung von PPAs von kleineren Akteuren, insbesondere fehlende Wirtschaftlichkeit, keine Langfristigkeit der Ver-träge, mangelnde Größenvorteile sowie der Gefahr des Abnehmerausfallrisikos und damit verbunden höherer Risiken und Finanzierungs-kosten. \r\nEs braucht daher strukturelle Verbesserungen, um einen nachhaltigen PPA-Markt auch für kleine und mittelständische Akteure zu etablie-ren. Mögliche Maßnahmen dafür sind ein Pro-gramm zur Gewährung staatlicher Bürgschaf-ten für PPA-Projekte, der konsequente Abbau von Markteintrittsbarrieren und die Etablierung von Prozessen zur Transparenz und Standardi-sierung von Verträgen. Auf der Nachfrageseite müsste zudem der Bedarf nach Direkt-grünstrombezug aus EE-Anlagen deutlich ge-steigert werden.\r\nNetzanschlussverfahren standardisieren \r\nGemeinsam mit Branchenverbänden wie zum Beispiel dem BEE und dem bne setzen wir uns für die Schaffung eines Mechanismus zur Re-servierung von Netzanschlusskapazitäten (ResMech) ein. Aktuell fehlen hierzu Standards hinsichtlich der Anforderungen an den Nach-weis des Projektfortschritts sowie Rechtssi-cherheit für den Anschlussbegehrenden. Ziel sollten standardisierte Reservierungsverfahren sein, um für neue Projekte mehr Investitionssi-cherheit zu schaffen. Die Nachweise von Pro-jektfortschritten dürfen dabei nicht zu nied-rigschwellig sein und müssen gleichzeitig die Ernsthaftigkeit der nachzuweisenden Projekt-fortschritte nachvollziehbar abbilden, um keine neuen Projekte zu blockieren. Vor allem die Befristung von Reservierungen ist wichtig, um unnötig vorgehaltene Kapazitäten kurzfristig wieder freizugeben. Dabei ist die Reservie-rungsdauer an geeignete Nachweise zum Pro-jektfortschritt zu binden, welche der An-schlussbegehrende nachzuweisen hat. Die bisher mangelnde Transparenz über verfügbare und reservierte Netzanschlusskapazitäten drängt Projektierer dazu, mehr Netzanschluss-begehren zu stellen, als sie letztendlich realisie-ren können. Ein standardisierter Prozess würde im Netzanschlussverfahren auf beiden Seiten Kosten einsparen, die Verfahren beschleunigen und somit aktiv zum Erreichen der Ausbau- und Klimaziele beitragen. Auch ist dies aus unserer Sicht ein zielführender Weg als Diskus-sion über die Abschaffung bzw. Eingrenzung des Einspeisevorrangs Erneuerbarer Energien (§8 EEG). Nachweise und realistische Fristen finden sich auch im Hinweispapier des BEE.\r\nDie kürzlich in Kraft getretene Änderung des KraftNAV hat mit Blick auf Großspeichern für viel Verwirrung in der Branche gesorgt. Die Herausnahme von Batteriespeichern aus der KraftNAV sollte erst dann erfolgen, wenn ein wie eben beschrieben transparentes, standardi-siertes und diskriminierungsfreies Anschluss-verfahren etabliert wurde. Dabei sind stabile Rahmenbedingungen und geordnete, faire und transparente Verfahren unerlässlich, um Unter-nehmen Planungs- und Investitionssicherheit zu geben. Hier sei auch auf die bne-Stellungnahme zur KraftNAV hinzuweisen. \r\nPachthöhen bei Wind-Flächen begrenzen\r\nDie EWS haben gemeinsam mit dem Freiburger Öko-Institut Anfang 2025 eine Studie zum Ausbau der Windenergie in Baden-Württemberg veröffentlicht. Fazit: Ob Baden-Württemberg seine Wind-Ausbauziele erreichen wird, hängt von verschiedenen Faktoren ab, insbesondere der Verhältnismäßigkeit der Pachtforderungen, der Zielerfüllung der Flä-chenausweisung durch de-facto Abschluss von Grundstücksnutzungsverträgen und allgemein der Wirtschaftlichkeit neuer EE-Projekte (siehe oben CfD).\r\nDer Koalitionsvertrag zwischen CDU, CSU und SPD stellt im Kapitel Windenergie klar, dass die zulässige Höhe der Flächenpachten für im EEG geförderte Anlagen begrenzt werden soll. Dies ist zu begrüßen und sollte in der EEG-Reform adressiert werden. Hohe Pachten, insb. durch öffentliche Flächeneigentümer*innen stellen laut der Projektentwickler ein generelles Hindernis für den Windenergieausbau dar. Es erhöht die Kosten und beeinflusst die Akzeptanz von Wind-Projekten, insbesondere auch im Ver-gleich mit Pachten bei landwirtschaftlicher Nut-zung. Die aktuelle Bundesregierung muss eine praktikable Lösung entwickeln, wie eine Ober-grenze für Pachten für EEG-geförderte Anlagen ausgestaltet werden kann. \r\nSüdquote im Referenzertragsmodell beibe-halten\r\nDie Bundesregierung will nach Koalitionsvertrag das Referenzertragsmodell auf Kosteneffizienz u.a. hinsichtlich sogenannter „unwirtschaftlicher Schwachwind-Standorte“ überprüfen. Diese Aussagen haben für große Verunsicherungen in der Branche gesorgt. So hat sich die Südquote im Referenzertragsmodell bewährt und ermög-licht – auch unter aktuell hohem Wettbewerb in den Windausschreibungen – dass Windprojek-te in Gebirgsregionen realisiert werden können. Das Referenzertragsmodell und darauf bauend die Südquote sollten daher unbedingt beibehal-ten werden.\r\nDie aktuell steigenden Genehmigungszahlen (17,9 GW prognostiziert für 2025) für Windpro-jekte sind insbesondere für Windprojektierer in Süddeutschland ein zweischneidiges Schwert. Auf der einen Seite ist dies eine sehr erfreuliche Entwicklung. Auf der anderen Seite sind die steigenden Genehmigungszahlen und regere Teilnahme an EEG-Auktionen der Bundesnetz-agentur, über die sich nahezu alle Projekte in Süddeutschland finanzieren, eine enorme wirt-schaftliche Herausforderung. Durch eine stei-gende Teilnahme in den Auktionen könnte es zu sinkenden Zuschlagswerten kommen, bei denen Projekte u.a. in Baden-Württemberg dann nicht mehr wirtschaftlich wären. Zwar trägt das Referenzertragsmodell bereits den herausfordernden Bedingungen in Süddeutsch-land Rechnung. Es sollte jedoch eine Evaluie-rung der kommenden EEG-Auktionen in Bezug auf die erzielten Zuschläge in Süddeutschland erfolgen. Sollte es zu dauerhaft ausbleibenden Zuschlägen für süddeutsche Projekte kommen, ist eine zielführende Anpassung des Referen-zertragsmodells unerlässlich. Die zukünftige Entwicklung muss daher eng begleitet werden, denn der zuverlässige Ausbau der Windenergie ist für den traditionell stromdefizitären Süden von herausragender Bedeutung.\r\nErgänzend sollte vom Gesetzgeber beachtet werden, dass Projekte in Süddeutschland auf-grund großer baulicher und logistischer Heraus-forderungen im Zweifel mit den aktuellen Fris-ten, insb. der 3-Jahre-Frist zwischen Zuschlag und Betriebe des Windparks nicht realisierbar sind. Insbesondere bei größeren Windprojekten mit mehr als 3 Anlagen wird dies von uns als Problem gesehen. Als Lösung könnte z. B. die Dauer der Frist an Projektfortschritte gekoppelt werden, so dass sich die Frist an realen Pro-jektzyklen orientiert und mehr Windprojekte realisiert werden. \r\nWirtschaftlichkeit von PV-Freiflächenanlagen verbessern\r\nDer Zubau von PV-Freiflächenanlagen hat mit ca. 8 GW in 2025 erfreulicherweise einen Höchststand erreicht (+23% ggü. 2024). Gleichwohl stehen neue PV-Freiflächenanlagen unter zunehmendem wirtschaftlichen Druck. Der Wettbewerb in den Ausschreibungen ist hoch, was die Zuschlagswerte stark reduziert, auch wenn sich in den letzten Ausschreibun-gen eine leichte Entspannung aufgrund des hohen Wettbewerbs abzeichnet. Leider sorgt das auch dafür, dass die Wirtschaftlichkeit sol-cher Projekte insb. von kleineren und mittleren Projektierern stark beeinträchtigt wird. Auf der anderen Seite sind marktliche Refinanzierungs-formen wie z. B. PPA für PV-Freiflächenanlagen noch stark unterentwickelt (s.o.).\r\nHier gilt es, die Regulatorik entsprechend zu verbessern. Dabei sollte sowohl der Pfad der EEG-Förderung als auch der der marktlichen Refinanzierung (siehe auch oben PPA) konse-quent weiterentwickelt werden. Auf Seiten der EEG-Förderung gilt es, die Höchstwerte auf einem stabilen Niveau zu halten. Darüber hin-aus sollte das Ausschreibungsdesign nicht überfrachtet werden, was z. B. durch eine stär-kere Gewichtung qualitativer Kriterien, wie z. B. naturschutzrechtlicher Kriterien, in den Aus-schreibungen passieren könnte. \r\nEffizientere Direktvermarktung für Kleinanla-gen ermöglichen\r\nDer Zubau von PV-Kleinanlagen mit ca. 8,8 GW befindet sich nach wie vor auf einem soli-den Niveau – auch wenn das Ausbautempo in 2025 etwas nachgelassen hat (-22% ggü. 2024). Aus unserer Sicht ist der Übergang von neuen PV-Kleinanlagen in die Direktvermark-tung ein nachvollziehbarer nächster Schritt. Gleichwohl ergibt die schrittweise Herabsen-kung von Direktvermarktungsgrenzen nur Sinn, sofern flankierend die Rahmenbedingungen zur Vermarktung von EE-Strom aus neuen PV-Kleinanlagen drastisch vereinfacht werden. Zwingend ist hier zum Beispiel die wesentlich schnellere, bezahlbare und verlässliche Aus-stattung von Kleinanlagen mit intelligenter Mess-, Steuer und Regelungstechnik. Des Weiteren gilt es, die für die Direktvermarktung von Kleinanlagen notwendige prozessuale Ab-wicklung (z. B. in Abstimmung mit den Netzbe-treibern) stark zu vereinfachen. Schlussendlich empfehlen wird die Reduzierung der Prozesse und Kosten für die Registrierung von Kleinanla-gen im Herkunftsnachweisregister, um auch die förderfreie Direktvermarktung von Kleinanlagen mit Grünstromqualität attraktiver zu machen.\r\nDie Bundesregierung muss einen Fadenriss beim Ausbau der kleinen PV vermeiden, da andernfalls private Investitionen in die Energie-wende, die Wertschöpfung vor Ort und die Teilhabe geschwächt würden. Es sollten daher zunächst die Rahmenbedingungen für die Di-rektvermarktung kleiner Anlagen vereinfacht werden, bevor unüberlegte und abrupte Förder-kürzungen erfolgen.\r\n \r\n \r\nAnsprechpartner\r\nEWS Elektrizitätswerke Schönau eG\r\n- Abteilung Politik & Verbände\r\nE-Mail: energiepolitik@ews-schoenau.de\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-01-22"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":false}}