{"$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 Bundesregierung","sourceUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de","sourceDate":"2026-05-25T08:45:47.553+02:00","jsonDocumentationUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/informationen-und-hilfe/open-data-1049716","registerNumber":"R001555","registerEntryDetails":{"registerEntryId":67736,"legislation":"GL2024","version":20,"detailsPageUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/suche/R001555/67736","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/78/3a/659205/Lobbyregister-Registereintraege-Detailansicht-R001555-2025-12-17_14-46-13.pdf","validFromDate":"2025-12-17T14:46:13.000+01:00","validUntilDate":"2026-05-19T16:06:52.000+02:00","fiscalYearUpdate":{"updateMissing":false,"lastFiscalYearUpdate":"2025-06-18T11:22:05.000+02:00"}},"accountDetails":{"activeLobbyist":true,"activeDateRanges":[{"fromDate":"2024-09-27T16:58:53.000+02:00"}],"firstPublicationDate":"2022-02-25T11:31:59.000+01:00","lastUpdateDate":"2025-12-17T14:46:13.000+01:00","registerEntryVersions":[{"registerEntryId":67736,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R001555/67736","version":20,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-12-17T14:46:13.000+01:00","validUntilDate":"2026-05-19T16:06:52.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":67728,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R001555/67728","version":19,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-11-11T16:28:12.000+01:00","validUntilDate":"2025-12-17T14:46:13.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":58685,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R001555/58685","version":18,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-06-19T13:01:42.000+02:00","validUntilDate":"2025-11-11T16:28:12.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":54307,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R001555/54307","version":17,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-06-18T11:22:05.000+02:00","validUntilDate":"2025-06-19T13:01:42.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":52379,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R001555/52379","version":16,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-03-26T14:23:34.000+01:00","validUntilDate":"2025-06-18T11:22:05.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":52241,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R001555/52241","version":15,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-03-25T12:20:25.000+01:00","validUntilDate":"2025-03-26T14:23:34.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":48097,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R001555/48097","version":14,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-12-19T16:08:13.000+01:00","validUntilDate":"2025-03-25T12:20:25.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":44657,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R001555/44657","version":13,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-09-27T16:58:53.000+02:00","validUntilDate":"2024-12-19T16:08:13.000+01:00","versionActiveLobbyist":true}],"accountHasCodexViolations":false},"lobbyistIdentity":{"identity":"ORGANIZATION","name":"Bündnis Bürgerenergie","legalFormType":{"code":"JURISTIC_PERSON","de":"Juristische Person","en":"Legal person"},"legalForm":{"code":"LF_EV","de":"Eingetragener Verein (e. 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Damit einher geht die Vision, dass die 100 Prozent erneuerbare Energieversorgung bis 2030 erfolgreich umgesetzt wird. Die dezentrale Energiewende ist ein realisierbarer und finanzierbarer Lösungsansatz für eine klimaverträgliche Energieversorgung, der von einer breiten Bevölkerung umgesetzt werden kann. Dezentral heißt, die Orte der Erzeugung breit zu verteilen und in der Folge die produzierte Energie verbrauchsnah zu nutzen. Hierfür werden die lokalen technisch-wirtschaftlichen Potenziale der Photovoltaik und Windenergie maximal ausgeschöpft und Gestaltungsräume lokal von Bürger*innen und Kommunen genutzt. Verbrauchsnähe spielt eine wichtige Rolle. Der Zusammenschluss von Bürger*innen in Bürgerenergiegemeinschaften auf kommunaler oder regionaler Ebene ermöglicht die Bündelung von Kompetenzen und schafft durch entsprechende ideelle wie finanzielle Mitgestaltungsmöglichkeiten eine hohe Akzeptanz bei den Bürger*innen. Durch die aktive Teilhabe von Bürger*innen an der Energiewende kann auch die Errichtung und Projektierung von Erneuerbare Energien-Anlagen schneller angereizt werden.\r\n\r\nUm dies zu erreichen, gliedern sich die Rolle und Aufgaben des BBEn in drei Bereiche:\r\n\r\n1. Das BBEn ist Plattform für Engagierte der dezentralen Bürgerenergiewende. Ziel ist die Stärkung und der weitere Ausbau einer Bürgerenergiebewegung.\r\n2. Das BBEn ist Vordenker einer partizipativen und dezentralen Energiewende. Es zeigt die realen Möglichkeiten auf und kommuniziert die Argumente für eine partizipative und dezentrale Energiewende verständlich und faktenbasiert.\r\n3. Das BBEn ist die Stimme der Bürgerenergie und konstruktiv-kritischer Begleiter, Impulsgeber sowie die politische Interessenvertretung der Bürgerenergie. 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Energy Sharing, Festlegung eines Bürgerenergieziel von 40% der neu installierten Leistung, ein Bürgschaftsprogramm für Wärmewendeprojekte und das Aufsetzen von Förderprogrammen und dem Klimasozialplan. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Echte Bürgerbeteiligung statt Mogelpackung - Drei Euro pro Person schaffen keine Akzeptanz\r\n\r\nZur Erreichung einer hundertprozentigen Energieversorgung aus erneuerbaren Energien ist ein schneller und bundesweiter Umbau der bisherigen Stromerzeugungsinfrastruktur notwendig. Für die Bevölkerung gehen die erforderlichen Maßnahmen mit einem starken Umbruch der gewohnten Stromversorgung einher. Es besteht daher Konsens, dass die erneuerbaren Ausbauziele nur mit einer breiten gesellschaftlichen Akzeptanz erfüllt werden können.\r\n\r\nBesonders der Ausbau von Wind- und Photovoltaikanlagen stößt jedoch vermehrt auf Widerspruch. Für Akzeptanz und sozialen Zusammenhalt müssen sich die Bürger*innen aktiv beteiligen können. Leider wird statt echter Bürgerbeteiligung derzeit nur eine Mogelpackung diskutiert. Im Raum steht eine Zahlung in Höhe von 0,1 Cent pro Kilowattstunde (ct/kWh) für die Bevölkerung im Umkreis von 2,5 Kilometern, um ein Windrad oder eine PV-Freiflächenanlage einzuführen. Daraus resultiert eine durchschnittliche Zahlung eines einstelligen Eurobetrages pro Jahr und Bürger*in. Dies schafft keine Akzeptanz und kann sich sogar schädlich auswirken, wenn die Bevölkerung das Gefühl bekommt, dass ihre Zustimmung günstig erkauft wird und sie dafür ihr Mitspracherecht einbüßt.\r\n\r\nEine derartige Minimallösung stellt somit keine angemessene Form der Bürgerbeteiligung dar und darf daher nicht als verpflichtende Option bundes- und landesgesetzlich eingeführt werden. Eine starre und passive Ausgestaltung würde jegliche Mitwirkung durch regionale Akteure und Bürgerschaft unterbinden und somit nicht dem Willen nach mehr Beteiligung gerecht werden. Zu diesem Fazit kommen die Bundesgeschäftsstelle Energiegenossenschaften beim DGRV – Deutscher Genossenschafts- und Raiffeisenverband e.V. und das Bündnis Bürgerenergie (BBEn) in ihrer Rolle als wichtigste Vertreter des bürgerlichen Engagements für eine dezentrale Energiewende. Von den Energiegenossenschaften vor Ort heißt es dazu, dass die diskutierte Zahlungsoption sogar eine Verschlechterung zum Status Quo bedeuten würde.\r\n\r\nForderung: Wir fordern vollständiges Eigentum oder eine prozentuale Bürgerbeteiligung an EE-Anlagen (s. Positionspapier) anstatt einer reinen finanziellen Ausschüttung in Cent pro kWh.\r\n\r\nWarum 0,1 ct/kWh nicht ausreichen\r\n● Akzeptanzziel wird nicht durch passive Zahlung erreicht\r\n● Zu geringer Auszahlungsbetrag wird automatisch zum wirtschaftlichen Benchmark und macht individuelle zielgerichtetere Abmachungen unmöglich\r\n● Verschlechterung des Status Quo bezüglich Mitsprache- und Beteiligungsmöglichkeiten\r\n● Fortschrittlichere Beteiligungsgesetze auf Länderebene nicht mehr haltbar, weil u.a. nur Beteiligungen in Höhe von 10% bei Wind- und 15% bei PV-FFA-Projekten möglich wären\r\n● Ungleiche Entscheidungsmacht verhindert Mitsprache und Gestaltungsspielraum (besonders bei ortsfremden Betreibern problematisch)\r\n● Ungleiche regionale Beteiligung je nach Einwohnerzahl\r\n● Abwicklung über die Gemeinde schwierig – Auszahlungsmechanismus unklar u.a.\r\n● Umgekehrte Wirkung durch Minimallösung denkbar, wenn ein Großteil der Gewinne aus der Gemeinde abfließen und die Zustimmung der Bevölkerung günstig gekauft wird\r\n\r\nRechenbeispiel\r\n0,1 ct/kWh entsprechen 15.000 €/Jahr\r\nFür Bevölkerung im Umkreis von 2,5 km\r\nalso durchschnittlich 4.673 Einwohner2\r\n\r\nModernes Windrad: ca. 15 Mio. kWh/Jahr1\r\nErgibt 3,21 €/Jahr pro Person\r\nKeine Akzeptanzwirkung!\r\n\r\n1 Ergebnis bei PV-Freiflächenprojekten ähnlich.\r\n2 Daten auf Grundlage von Einwohnerdichte in Deutschland 2021: 238 Einwohner/km²"},"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":"2024-06-05"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0002157","regulatoryProjectTitle":"Einführung einer bundesweiten Pflicht zur Bürgerbeteiligung an Wind- und Solarparks","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/84/36/290095/Stellungnahme-Gutachten-SG2406100038.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":"Vorschlag für ein bundeseinheitliches Bürgerbeteiligungsgesetz\r\n\r\nDie Beteiligungen von Bürger:innen an den anstehenden Transformationsprozessen ist von entscheidender Bedeutung für deren Akzeptanz. Wenn sich die Menschen vor Ort bei Veränderungen nicht mitgenommen fühlen, ihnen die Möglichkeiten zur Mitsprache und Mitbestimmung fehlen, entsteht eine ablehnende Haltung. Auch bereits bestehende Meinungen und Vorurteile gegen Veränderungen werden so bestärkt. Dies ist gerade auch bei der Energiewende im Allgemeinen und den konkreten Projekten für Windparks und Photovoltaik-Freiflächenanlagen (PV-Freiflächenanlagen) zu beobachten. Daher hat der Bundestag die Bundesregierung schon im Entschließungsantrag zum EEG 2023 aufgefordert, eine Regelung zur Bürgerbeteiligung zu entwickeln. Bisher existieren jedoch nur Regelungen zur finanziellen Beteiligung von Kommunen bei der Errichtung von Wind und PV-Freiflächenprojekten, nicht aber die direkte Beteiligung von Bürger:innen.\r\n\r\nDiese Lücke in den derzeit geltenden Bundesregelungen wurde von der Landespolitik erkannt. Mecklenburg-Vorpommern und Nordrhein-Westfalen haben schon landesrechtliche Regelungen für die Bürgerbeteiligung. Niedersachsen und Thüringen befinden sich gerade im Gesetzgebungsprozess zu eigenen Beteiligungsgesetzen. Diese Initiativen auf Landesebene begrüßen wir zwar, jedoch droht durch verschiedene landesrechtliche Regelungen ein Flickenteppich. Daher hat das Institut für Klimaschutz, Energie und Mobilität (IKEM) im Auftrag von Bündnis Bürgerenergie und der Bundesgeschäftsstelle\r\nEnergiegenossenschaften beim DGRV – Deutscher Genossenschafts- und Raiffeisenverband einen konkreten Vorschlag für ein bundeseinheitliches Bürgerbeteiligungsgesetz an Wind- und Freiflächensolaranlagen erarbeitet. Der auf den Bundesländerregelungen basierende Vorschlag zeichnet sich durch die Flexibilität des Teilhabeverfahrens aus. Dabei gilt der Grundsatz: Die aktive Bürger:innenbeteiligung ist der Goldstandard. Hierunter fallen der Erwerb von Gesellschaftsanteilen oder einzelner z.B. Windräder durch die Bürger:innen oder die lokalen Bürgerenergieakteure. Obwohl der\r\nadministrative Aufwand höher ist, steigt durch die gesellschaftliche Beteiligung die Identifikation mit der Anlage und die Akzeptanz der Energiewende vor Ort. Gleichzeitig ist die aktive Bürger:innenbeteiligung nicht unbedingt das optimale Mittel für alle Projekte und Kommunen vor Ort. Alternativ kann sich dann auf passive finanzielle Beteiligung wie Sparprodukte oder Nachrangdarlehen oder auch andere Beteiligungsmöglichkeiten geeinigt werden.\r\n\r\nDas vorliegende Positionspapiers zeigt, wie eine direkte und aktive Beteiligung der Bürger:innen rechtlich valide möglich ist und wie die Aushandlung einer regional passenden Beteiligungsvereinbarung zwischen Vorhabenträger, Kommune und regionalen Bürgerenergieakteuren abläuft. Für der Fall, dass es zu keiner Einigung kommt bzw. zu einem Verstoß gegen die Beteiligungspflichten, sind Ersatzbeteiligungen bzw.\r\nAusgleichsabgaben vorgesehen.\r\n\r\nDieser Vorschlag setzt auf einen entscheidenden Faktor für das Gelingen der Energiewende: die möglichst aktive Beteiligung von Bürger:innen im Umfeld der Erneuerbaren-Energie-Anlagen. Dies ist zentral für die regionale Akzeptanz und Beschleunigung der Energiewende. Darüber hinaus fördert sie die regionale Wertschöpfung erheblich.\r\n\r\nKonkreter Vorschlag1\r\nQuelle: Eigene Darstellung des IKEM\r\n\r\nDie Analyse der einzelnen bestehenden oder geplanten Landesregelungen im Hinblick auf ihre Beteiligungsmechanismen und ihre Übertragbarkeit auf Bundesebene hat einige wertvolle Erkenntnisse gebracht. Es hat sich jedoch keine Regelung hervorgetan, die den hier zugrundeliegenden Anforderungen ideal entspricht. Es bietet sich daher an, eine Kombination aus den verschiedenen Regelungsansätzen zu bilden. Dabei wird der Regelungsentwurf aus Nordrhein-Westfalen als Grundlage dienen.\r\n\r\nDie Gesetzgebungskompetenz des Bundes liegt vor. Das BVerfG stellt eine konkurrierende Gesetzgebungskompetenz des Landes zur Regelung der Beteiligungspflichten nach Art. 74 Abs. 1 Nr. 11 GG fest, da der Bund in diesem Bereich keine abschließende Regelung getroffen hat.2 Im Umkehrschluss daraus läge eine entsprechende Bundesregelung in der Gesetzgebungskompetenz des Bundes.\r\n\r\nDer Anwendungsbereich des Gesetzes umfasst WEA sowie PV-FFA über 1 MW installierter Leistung.\r\n\r\nVom Anwendungsbereich des Gesetzes ausgenommen sind entsprechend der Vorlage aus dem Bürgerenergiegesetz NRW (BürgEnG NRW) sowohl Bürgerenergiegesellschaften i.S.d. § 3 Nr. 15 EEG sowie solche Bürgerenergiegesellschaften, die dem Merkmal des § 3 Nr. 15 Buchstabe c) nicht entsprechen. Zu beteiligen sind die Bürger:innen der Gemeinde, auf deren Gebiet sich die Anlage befindet, sowie die Bürger:innen der Gemeinden, deren Gemeindegebietsgrenze nicht mehr als fünf Kilometer vom Standort der Anlage entfernt liegt. Dazu zählen alle natürlichen Personen, die zum Zeitpunkt der Erteilung der immissionsschutzrechtlichen Genehmigung seit mindestens drei Monaten ihren Haupt- oder Nebenwohnsitz innerhalb einer betroffenen Gemeinde haben sowie juristische Personen, in denen überwiegend diese natürlichen Personen stimmenberechtigte Mitglieder oder Anteilseigner sind. Die Beteiligungspflicht erstreckt sich auf die gesamte Dauer des Betriebs der\r\njeweiligen Anlage.\r\n\r\nAus dem Regelungsentwurf aus NRW wird der grundsätzliche Verfahrensgang übernommen. Dieser beginnt mit einer frühen Kommunikation zwischen dem Vorhabenträger und der Kommune, woraufhin der Vorhabenträger binnen sechs Monaten einen Beteiligungsvorschlag erarbeitet. Bereits hier müssen jedoch vorhandene lokale Bürgerenergieakteure in den Dialog einbezogen werden.\r\n\r\nDer maßgebliche Zeitpunkt für den Beginn der Fristen für die Informationspflicht, die Erstellung des Beteiligungsvorschlags und der Ersatzbeteiligung sind für WEA der Erhalt der Genehmigung im Sinne von § 4 oder § 16b des Bundes-Immissionsschutzgesetzes und für FFPV-Anlagen der Zeitpunkt der gesicherten Baugenehmigung.\r\n\r\nDaran anschließend soll innerhalb eines Jahres eine Beteiligungsvereinbarung zwischen den Parteien verhandelt werden, welche eine angemessene Beteiligung der Bürger:innen sowie lokalen Bürgerenergieakteure vorsieht und bestmöglich die lokalen Gegebenheiten berücksichtigt. Darauf basierend sollen passende Beteiligungsformen aus einem im Gesetz nicht abschließend formulierten Katalog von Beteiligungsmöglichkeiten oder vergleichbare individuelle Beteiligungslösungen gewählt werden.\r\n\r\nDer nicht abschließende Beteiligungskatalog soll kommunikativ einen Fokus auf die aktive Bürgerbeteiligung (Kauf von Gesellschaftsanteilen oder Kauf von anteiligen EE-Anlagen durch lokale Bürgerenergieakteure) legen, daneben aber auch Formen der passiven Beteiligung (Nachrangdarlehen, Sparprodukt), Direktzahlungen an die Bürger:innen und alternative Beteiligungsformen wie Strompreiserlösgutschriften enthalten. Die explizite Beteiligungsmöglichkeit von Bürgerenergiegesellschaften sowie Genossenschaften wird übernommen. Auch bei der Aushandlung der Beteiligungsvereinbarung sollen die vorhandenen lokalen Bürgerenergieakteure am Prozess teilnehmen.\r\n\r\nEine angemessene Beteiligung orientiert sich an der Höhe einer Beteiligung über 20% der Geschäftsanteile. Dabei wird sich am Beteiligungsumfang der anderen Landesregelungen orientiert, insbesondere an der verfassungsgerichtlich bestätigten Regelung aus Mecklenburg-Vorpommern. Zwar bezieht sich diese Beteiligungshöhe in den einschlägigen Landesregelungen auf eine Beteiligung sowohl der betroffenen Kommunen als auch der Bürger:innen, sodass in Bezug auf die hier betrachtete, rein die Bürger:innen adressierende Beteiligungsregelung auch eine Reduzierung der Beteiligungshöhe auf 10% denkbar wäre. Zur bestmöglichen Schaffung akzeptanzförderlicher Potenziale und gerade, soweit die gesellschaftliche Beteiligung sich aber auf die betroffenen Bürger:innen beschränken sollte, wird aber eine Beteiligungshöhe von 20 % empfohlen. Es soll ausdrücklich vorrangig eine aktive Beteiligungsform (durch den Kauf der Bürger:innen von Gesellschaftsanteilen oder den Kauf von Bürgerenergiegesellschaften von einzelnen WEA) gefunden werden, es sei denn, die Parteien einigen sich, dass diese nach den örtlichen Gegebenheiten nicht die beste Beteiligungsform darstellt. Außerdem sollten idealerweise durch die Einbeziehung anerkannter Standards gut geführter Bürgerbeteiligungsprojekte qualitative Maßstäbe an die Beteiligungsangebote gestellt werden. Bei der gesellschaftlichen Beteiligung sollte darauf geachtet werden, dass diese offen für verschiedene Rechtsformen ist und nicht nur eine Bürgerbeteiligung im Rahmen einer GmbH & Co. KG ermöglicht. Insbesondere sollte eine Beteiligung von Genossenschaften (eG) ermöglicht werden, indem gesellschaftliche Beteiligungen nicht nur im Wege eines share-deals, sondern auch in Form von asset-deals stattfinden können, damit diese nicht den Regelungen des KAGB unterliegen.\r\n\r\nEbenfalls sich an dem Regelungsentwurf aus NRW orientierend wird eine Ersatzbeteiligung für den Fall geregelt, dass innerhalb eines Jahres keine Beteiligungsvereinbarung zustande kommt. Die Ersatzbeteiligung sieht eine gesellschaftsrechtliche (aktive) Beteiligung der Bürger: innen in Höhe von 20% der Geschäftsanteile vor, welche den Kaufberechtigten zum Erwerb angeboten werden.\r\n\r\nDamit wird zwar in die unternehmerische Gestaltungsfreiheit aus Art. 12 GG der Vorhabenträger eingegriffen, da die Bürger:innen ggf. gegen den Willen des Vorhabenträgers in die Projektgesellschaft aufgenommen werden. Hier ist jedoch maßgeblich, dass der Umfang der Beteiligung mit 20% der Geschäftsanteile unter einer Sperrminorität liegt. Zudem stellt zu diesem Punkt das BVerfG zutreffend fest, dass es „der Akzeptanz neuer Windenergieanlagen besonders dienlich [ist], wenn sie von einer lokal verankerten Projektgesellschaft unter bürgerschaftlicher und kommunaler Mitverantwortung betrieben werden“3. Vorliegend kommt rechtfertigend hinzu, dass die Ersatzbeteiligung nur zum Tragen kommt, wenn Vorhabenträger, Gemeinde und lokale Bürgerenergieakteure innerhalb eines Jahres keine Beteiligungsvereinbarung getroffen haben, es also nicht völlig außerhalb der Einflussmöglichkeiten des\r\nVorhabenträgers liegt, ob dieser Fall eintritt oder nicht.\r\n\r\nAls Sanktionsmechanismus bei Pflichtverstoß des Projektträgers gegen seine Beteiligungspflicht aus der Beteiligungsvereinbarung oder der Ersatzbeteiligung wird eine Ausgleichsabgabe vorgesehen, zu deren Zahlung die Standortgemeinden den Projektträger verpflichten können. Die Ausgleichsabgabe entspricht in ihrer Höhe mindestens den geregelten Beteiligungsmodalitäten, übersteigt diese besser sogar, um einen Sanktionscharakter zu erhalten. Die Höhe könnte entweder dem Entwurf des ThürWindBetG entsprechen und 0,5 ct/kWh betragen oder dem BürgEnG NRW entsprechen und 0,8 ct/kWh betragen.\r\n\r\nBei der Ausgestaltung der Abgabe sind die Grenzen des Ausgabenübertragungsverbots aus Art. 84 Abs. 1 S. 7 GG zu beachten. Empfohlen wird daher eine Öffnungsklausel in der Bundesregelung, welche es den Landesgesetzgebern ermöglicht, die Zahlungspflicht im Rahmen der Sanktionsregelung zu normieren. Diese sollte den Charakter einer nicht-steuerlichen Abgabe haben. Hierfür kann der Landesgesetzgeber eine Mittelverwendung der Zuwendungen aus der Abgabe festlegen, die der Steigerung der Akzeptanz des EE-Ausbaus dienen soll. Damit wäre die Mittelverwendung zweckgebunden und würde durch eine Akzeptanzsteigerung auch der belasteten Gruppe, mithin den Vorhabenträgern, zugutekommen. Dadurch, dass die Bundesregelung diesen Teil explizit der Regelung durch die Länder überlassen würde, wäre die Gesetzgebungskompetenz der Länder sichergestellt. Hier ist lediglich zu beachten, dass keine Refinanzierung der Abgabe durch Bundesmittel geregelt wird (wie der Refinanzierungsmechanismus des § 6 EEG), da hier weiterhin die verfassungsrechtliche Schranke des Art. 104a Abs. 1 GG zu beachten ist.\r\n\r\nDie Regelungen zur Transparenzplattform werden aus dem BürgEnG NRW übernommen.\r\n\r\nAnsprechpartner:\r\nRené Groß, LL.M. (Leuven)\r\nBundesgeschäftsstelle Energiegenossenschaften beim DGRV\r\nLeiter Politik und Recht\r\nTelefon: +49 (0)30 72 62 20 923\r\nMail: gross@dgrv.de\r\n\r\nValérie Lange\r\nBündnis Bürgerenergie e.V.\r\nReferentin Energiepolitik und -wirtschaft\r\nTelefon: +49 (0)179 4159636\r\nMail: valerie.lange@buendnis-buergerenergie.de\r\n\r\n1 Für die ausführliche Herleitung des Vorschlags und u.a. eine Analyse der verschiedene Landesgesetzes\r\nsiehe IKEM (2023): Juristische Studie zu Regelungsoptionen für eine verbesserte Bürgerbeteiligung am EE-Ausbau auf Bundesebene. Studie im Auftrag des Bündnis Bürgerenergie e.V. und der Bundesgeschäftsstelle Energiegenossenschaften beim DGRV - Deutscher Genossenschafts- und Raiffeisenverband e.V. Abrufbar unter https://buendnisbuergerenergie.de/fileadmin/IKEM_Juristische_Studie_Regelungsoptionen_B%C3%BCrgerbeteiligung_BBEn_DGRV_2024.pdf\r\n\r\n2 BVerfG, Beschluss vom 23. März 2022 - 1 BvR 1187/17 -, Rn. 54.\r\n\r\n3 BVerfG, Beschl. v. 23. März 2022 - 1 BvR 1187/17, Rn. 154. Siehe auch im Übrigen zur Abwägung dieses Grundrechtseingriffs BVerfG, Beschl. v. 23. März 2022 - 1 BvR 1187/17, Rn. 152ff."},"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":"2024-06-05"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0002158","regulatoryProjectTitle":"Einführung von Energy Sharing","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/88/66/290097/Stellungnahme-Gutachten-SG2405300040.pdf","pdfPageCount":7,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier: Energy Sharing für die Bürgerenergie\r\n\r\nDie Transformation unseres Energiesystems ist dann erfolgreich, wenn die Menschen mitbestimmen, mitverdienen und mitmachen können. Das stärkt den gesellschaftlichen Zusammenhalt, macht unsere Demokratie krisenfester und schafft Einkommen und Einnahmen für Bürger*innen und Kommunen. \r\nEnergy Sharing für die Bürgerenergie ist dafür ein unentbehrliches Instrument. Denn die Teilhabe der Bürger*innen\r\n    • fördert die gesellschaftliche Akzeptanz und Beteiligung am Umbau des Energiesystems;\r\n    • stellt die lokale Wertschöpfung und die gerechtere Verteilung dieser sicher;\r\n    • stellt die Nutzung von Flexibilitätspotenzialen zur Förderung der Digitalisierung und Beschleunigung des Transformationsprozesses sicher; \r\n    • steigert das Interesse am Bau von EE-Anlagen und mobilisiert damit private wie öffentliche Investitionen;\r\n    • schafft Anreize, den Stromverbrauch an die Erzeugung der gemeinschaftlich genutzten Anlagen auszurichten;\r\n    • erzeugt marktlich, volkswirtschaftlich wie auch netztechnisch positive Effekte und kann dazu beitragen, schneller mehr erneuerbare Erzeugung und mehr neue, flexible Stromverbraucher in das bestehende Stromnetz zu integrieren;\r\n    • kann durch die Regionalisierung von Stromerzeugung und -verbrauch dazu beitragen, dass weniger Energie-Infrastruktur benötigt und somit ein positiver Beitrag zum Naturschutz erzielt wird;\r\n    • bringt die Demokratieförderung im Energiesystem voran.\r\n\r\nDie Europäische Union hat das Potential von Energy Sharing in Bürgerenergiegesellschaften1 (BEGen) erkannt und bereits 2019 in Art. 22 der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED II) mit einer Umsetzungsfrist bis Mitte 2021 verankert. Die Frist lief ohne entsprechende Umsetzung in deutsches Recht ab. Die Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie (EMD), die im April 2024 vom Europäischen Parlament beschlossen wurde, spezifiziert zentrale Aspekte des Energy Sharing und weitet das Recht auf Energy Sharing aus auf alle aktiven Kund*innen. Die Rolle von BEGen beim Energy Sharing erkennt die Richtlinie in Art. 15a Abs. 9 EMD jedoch explizit an. Daher ist es dringend notwendig, dass bei der Umsetzung von Energy Sharing nach EMD Art. 15a in Deutschland auch BEGen berücksichtigt werden.\r\n\r\nEnergy Sharing in BEGen ermöglicht bei richtiger Ausgestaltung, dass Bürger*innen nicht mehr nur Erneuerbare-Energien-Anlagen gemeinsam betreiben, sondern den Strom ihrer Anlagen auch gemeinsam nutzen können. Die Einbindung von Wind- und PV-Parks, großen PV-Dachanlagen sowie Energiespeichern von BEGen in Energy Sharing-Konzepte dient der gemeinsamen Nutzung von Energie, die von einer Anlage erzeugt wird, welche sich im kollektiven Besitz der Verbraucher*innen befindet oder von diesen gepachtet oder gemietet wurde. Zielsetzung ist die Einbindung von Wind- und Solarparks, bei denen die Akzeptanz oft eine Herausforderung ist.\r\n\r\nEine wichtige Neuerung der EMD gegenüber der RED II ist, dass für Energy Sharing auch die Option der Teilversorgung vorgesehen ist. Für ein Vollversorgungsmodell für Energy Sharing in BEGen haben das Bündnis Bürgerenergie, der Bundesverband Erneuerbare Energie und die Bundesgeschäftsstelle Energiegenossenschaften beim DGRV zusammen mit anderen Akteuren bereits einen entsprechenden Vorschlag zur Ausgestaltung im Sommer 2023 vorgelegt. Der Vorschlag setzt auf etablierter energiewirtschaftlicher Praxis auf, sieht klare Verantwortlichkeiten in der Umsetzung für die beteiligten Marktrollen vor und behält für Vollversorgungsmodelle auch im Lichte des Art. 15a EMD seine Gültigkeit. Daher greifen wir in der Folge darauf zurück und machen darüber hinaus neue Vorschläge für Teilversorgungsmodelle. Damit meinen wir sowohl die gemeinsame Nutzung von überschüssiger Energie, die von Anlagen einzelner Betreiber*innen erzeugt wird, mit anderen Verbraucher*innen im regionalen Umkreis, als auch die gemeinsame Nutzung von überschüssiger Energie mehrerer Anlagen im Eigentum von BEGen.\r\n\r\n1.     Akteur*innen\r\nWir begrüßen, dass Haushalte, KMUs und Kommunen als aktive Kund*innen an Energy Sharing nach Art. 15a EMD teilnehmen dürfen. Wir fordern jedoch, dass Unternehmen, welche größer als KMUs (gemäß der europäischen Definition Artikel 3 des Anhangs I der Verordnung (EU) Nr. 651/2014 der Kommission vom 17. Juni 2014 (ABl. L 187 vom 26.6.2014, S. 1)) sind, in der Umsetzung in deutsches Recht vom Recht auf Energy Sharing ausgeschlossen werden. Großunternehmen haben aus unserer Sicht bereits ausreichende Möglichkeiten, selbst am Energiemarkt aktiv zu werden. Großunternehmen können jedoch bei der Umsetzung als Dienstleister unterstützen.\r\n\r\nDer Energy Sharing Organiser (ESO) wird wie von der EMD vorgesehen als neue Marktrolle eingeführt, der von Energy Sharing-Anwender*innen beauftragt werden kann, um Datenkommunikation mit Netzbetreibern und weiteren Marktakteuren zu übernehmen, sowie ggf. abrechnungs- und bilanzierungsrelevante Daten zu bearbeiten und mit relevanten Marktpartnern zu teilen. Diese neue Rolle bietet erhebliches Vereinfachungspotential und gleichzeitig große Freiheitsgrade. Der ESO übernimmt je nach Voll- oder Teilversorgung unterschiedliche Funktionen.\r\n\r\nIn Vollversorgungsmodellen sowie in Teilversorgungsmodellen, für die keine Ausnahme der Lieferantenverpflichtungen gilt, übernimmt der ESO die Rolle des Lieferanten als Dienstleister, der eine Voll- bzw. Teilversorgung umsetzt. In Teilversorgungsmodellen ohne Lieferantenverpflichtungen übernimmt der ESO die Rolle des Bilanzierungsgebietsverantwortlichen, der im Auftrag der Teilnehmenden die Messwertzuordnung zu Bilanzkreisen teilnehmender Lieferanten sowie zur Sharingversorgung übernimmt. Über die vollständigen Rechte und Pflichten siehe weiter unten.\r\n\r\n2. \tRadius\r\nWir begrüßen, dass Mitgliedstaaten in der Ausgestaltung von Energy Sharing im nationalen Recht den geographischen Radius festlegen können.\r\n\r\nDie Akzeptanz von großen Wind- und Solarparks ist eine besondere Herausforderung bei der Energiewende. BEGen stellen einen effektiven Hebel dar, um Bürger*innen in solche Großprojekte einzubinden. Daher empfehlen wir dringend, dass Energy Sharing von BEGen im Rahmen von Vollversorgungsmodellen, so wie in unserem Positionspapier aus 2023 beschrieben, an Abnahmestellen in Postleitzahlengebieten, die sich ganz oder teilweise im Umkreis von 50 Kilometern um die Gemeinde befinden, in dem sich der Standort der Anlage befindet, möglich ist. Wir empfehlen diesen Radius auch deshalb, weil er für die Umsetzung auf bereits etablierte Infrastruktur und Prozesse über das Regionalnachweisregister aufsetzt und so keine zusätzlichen Transaktionskosten anfallen.\r\n\r\nBei Teilversorgungsmodellen in der Hand von BEGen plädieren wir ebenfalls für einen 50 Kilometer-Radius aufgrund ihres besonderen Beitrags zur gesellschaftlichen Teilhabe vor Ort.\r\n\r\n3. \tWirtschaftlichkeit\r\nUns ist wichtig, dass Energy Sharing für Erneuerbare-Energien-Anlagen aller Anlagengrößen ermöglicht wird. Allerdings entfallen nach der EMD nur für Anlagen bis zu einer bestimmten Größe die Lieferantenverpflichtungen.\r\n\r\nFür Vollversorgungsmodelle ist die Ausnahme von den Lieferantenverpflichtungen, entsprechend unseres Positionspapiers aus 2023, unerheblich. Für Teilversorgungsmodelle ist die Anwendung dieser Ausnahme für die Wirtschaftlichkeit und die breite Anwendbarkeit des Modells aber ganz erheblich. Solange die installierte Leistung bei Einzelhaushalten bis zu 10,8 kW bzw. bei Mehrparteiengebäuden bis zu 50 kW beträgt, entfallen grundsätzlich die Lieferantenverpflichtungen. Wir empfehlen, dass in der Umsetzung ins deutsche Recht jedoch die über die grundsätzlich geltenden Schwellenwerte hinaus möglichen maximalen Schwellenwerte ausgeschöpft werden und somit Lieferantenverpflichtungen für Einzelhaushalte bis 30 kW und für Mehrparteiengebäude, also Mehrfamilienhäuser, Gewerbeblocks, öffentliche Gebäude usw., bis 100 kW entfallen.\r\n\r\nFolgende Lieferantenverpflichtungen sollten aus unserer Sicht bei Teilversorgungsmodellen bis zu den genannten Schwellenwerten entfallen:\r\n    • Stromkennzeichnungspflichten gemäß § 42 Absatz 1 EnWG;\r\n    • Formale Vorgaben zur Art und zum Umfang der Energielieferverträge gemäß § 41 EnWG;\r\n    • Erfordernisse bezüglich Berechnungsfaktoren oder Angaben über bisherige Belieferungen gemäß § 40 EnWG;\r\n    • Bilanzierungspflichten (der ESO soll die Rolle des Bilanzierungsgebietsverantwortlichen übernehmen - nur bei Vollversorgungsmodellen oder Teilversorgungsmodellen über den genannten Schwellenwerten soll der ESO auch die Rolle des Lieferanten inklusive aller Lieferanten- und Bilanzierungspflichten übernehmen; siehe dazu Kapitel 5)\r\n\r\nFür Vollversorgungsmodelle fordern wir, wie im Positionspapier aus 2023 beschrieben, eine Prämie. Auch für Teilversorgungsmodelle fordern wir solch eine Prämie. Diese fällt jedoch in allen Fällen, in denen keine Lieferantenverpflichtungen gelten, niedriger aus als in Vollversorgungsmodellen. Grund dafür ist, dass die Prämie aus unserem Positionspapier aus 2023 auch die Mehrkosten kompensiert, die durch Einhaltung der energiewirtschaftlichen Vorgaben bzw. Lieferantenverpflichtungen entstehen. Für Anlagen in Teilversorgungsmodellen, die von den Lieferantenverpflichtungen ausgenommen sind, fallen deutlich niedrigere energiewirtschaftliche Mehrkosten an. Daher fordern wir für diese Anlagen  eine Prämie in Höhe von 2,0 ct/kWh. Dies leitet sich aus der berechneten Anreizkomponente in der vom Bündnis Bürgerenergie in Auftrag gegebenen Studie von Energy Brainpool ab. Ohne diese Anreizkomponente wird Energy Sharing nicht zum Fliegen kommen.\r\n\r\n4. \tFlexibilität\r\nZur Umsetzung von Energy Sharing erfordert die EMD die Nutzung von intelligenten Messsystemen. Der Verkauf bzw. Kauf von überschüssigem Strom reizt damit die Flexibilisierung des Verbrauchs an und trägt gleichzeitig zum beschleunigten Rollout von intelligenten Messsystemen und der Verbesserung der Transparenz im Netzbetrieb bei.\r\n\r\nEnergy Sharing fördert nicht nur die Zustimmung der Menschen zu großen Wind- und PV-Anlagen, sondern auch die Transparenz im Energiesystem. Für Endverbraucher*innen wird sichtbar, wie ein Angebotsüberschuss im unmittelbaren lokalen Zusammenhang einerseits positiv auf Strompreise wirken kann, und andererseits gleichzeitig einen starken Anreiz für den lokalen Einsatz von flexiblen Stromverbrauchern und Stromspeichern setzt. Energy Sharing trägt somit dazu bei, dass ein gesellschaftliches Verständnis der Verfügbarkeiten (und auch Knappheiten) im Energiesystem wächst - wesentlicher Baustein für die erfolgreiche Transformation der Energieversorgung hin zu erneuerbaren Energien.\r\n\r\nFür Teilnehmende von Energy Sharing Projekten sollten deshalb die Preisobergrenzen des optionalen Einbaufalls entsprechend § 30 Abs. 3 Messtellenbetriebsgesetz (MsbG) gelten, um die Messsystemkosten für Teilnehmende zu begrenzen und keine Hürden aufzubauen. Ferner ist die damit verbundene Datenkommunikation durch den Messstellenbetreiber zur Bereitstellung von Messdaten an relevante Marktpartner als Standardleistung nach § 34 Abs. 1 MsbG zu fassen. Dabei muss insbesondere auch die Datenübertragung an den Energy Sharing Organiser als verantwortliche Stelle miteingeschlossen werden, entweder in der Marktrolle Lieferant bei Umsetzung mit Vollversorgung oder in der Marktrolle Netz als Bilanzierungsverantwortlicher.\r\n\r\n5. Messtechnische Anforderungen und Bilanzierung\r\nDie EMD sieht die Möglichkeit zur Umsetzung von Energy Sharing über eine Teilversorgung vor, das heißt Strom aus erneuerbaren Erzeugungsanlagen wird überlassen oder in einem Teilversorgungsverhältnis zur Verfügung gestellt, und darüber hinaus gehenden Stromverbrauch decken Endkund*innen in einem individuell zusätzlich gewählten Lieferantenverhältnis.\r\n\r\nFür Voll- und Teilversorgungsmodelle sind intelligente Messsysteme bei allen teilnehmenden Haushalten verpflichtende Voraussetzung. Die Bilanzierung auf der Basis von Werten, das heißt die mindestens viertelstundengenaue Erfassung der Strombezugsmengen der Teilnehmenden bzw. “Viertelstundenbilanzierung” ist wesentlich, um die Gleichzeitigkeit von Erzeugung und Verbrauch nachzuweisen. In Voll- und Teilversorgungsmodellen leistet die Viertelstundenbilanzierung einen erheblichen Beitrag zur Netz- und Preistransparenz. Sie ist ferner Grundlage dafür, die Prognosegenauigkeit der Reststrombeschaffung zu verbessern. Viertelstundenbilanzierung reduziert das Risiko des Differenzbilanzaggregats (DBA) des Netzbetreibers und senkt   damit die Kosten im Verteilnetzbetrieb. Vor allem aber verbessert sie das Energiesystemverständnis der Teilnehmenden und setzt Anreize, den eigenen Verbrauch in Zeiten von Erzeugungsspitzen zu verschieben. Nicht teilnehmende Endverbraucher*innen innerhalb einer Liegenschaft müssen nicht mit Viertelstundenbilanzierung bewirtschaftet werden.\r\n\r\nFür die Umsetzung von Voll- und Teilversorgungsmodellen sind neben dem bereits dargelegten verpflichtenden Einbau von intelligenten Messsystemen mit Viertelstundenbilanzierung für teilnehmende Verbrauchsstellen auch messtechnische Voraussetzungen für teilnehmende Erzeugungsanlagen eine zentrale Voraussetzung für den notwendigen Datenaustausch, um die  Energiemengen zu bilanzieren. Für teilnehmende Erzeugungsanlagen ab 100 kWp ist entsprechend der gesetzlichen Anforderungen der Einbau eines RLM-Zählers erforderlich. Kleinere Anlagen können mit einem intelligenten Messsystem erfasst werden, wobei die Einspeisung nach Tarifanwendungsfall 7 (Bilanzierung auf der Basis von Werten) erfasst werden muss.\r\n\r\nEinheitliche messtechnische Anforderungen und Messkonzepte für alle Verteilnetzgebiete sind für die bundesweite Einführung von Energy Sharing notwendige Erfolgsbedingungen. Dazu sollte sich die Einführung von Energy Sharing möglichst weitgehend an bestehenden Regelungen und Datenaustauschprozessen zum virtuellen Summenzähler und zur Kundenanlage entsprechend der BNetzA-Konsultation mit Beschluss vom 16.05.2024 sowie zur transaktionsbasierten Bilanzierung entsprechend der BNetzA-Festlegung BK6-20-160, Anlage 6, orientieren.\r\n\r\nFür Vollversorgungsmodelle muss der Energy Sharing Organiser (ESO) die Rolle des Lieferanten übernehmen, inklusive aller Lieferanten- und Bilanzierungspflichten. Für Teilversorgungsmodelle ohne Lieferantenverpflichtungen, d.h. für Anlagen bis 30 kW bei Einzelhaushalten sowie bis 100 kW bei Mehrparteiengebäuden, kann zur Ermöglichung des effizienten Netzzugangs der ESO oder dessen Dienstleister die Rolle des Bilanzierungsgebietsverantwortlichen analog zur BNetzA-Festlegung BK6-20-160 einnehmen. Für solche Teilversorgungsmodelle schlagen wir daher die folgenden Punkte vor. Wichtig ist uns zu betonen, dass unser Vorschlag eines Teilversorgungsmodells sowohl für individuelles Überschuss-Energy-Sharing als auch für Energy Sharing innerhalb von BEGen mit mehreren Anlagen funktioniert.\r\n\r\n    1) Der ESO beantragt beim jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber bzw. Bilanzkreiskoordinator (ÜNB/BIKO) die Einrichtung eines regelzonenweiten Bilanzierungsgebiets, das vom ESO wirtschaftlich verantwortet wird. Insbesondere bewirtschaftet der ESO einen Bilanzkreis, dem der BIKO ggf. entstehende Differenzmengen aus dem Bilanzierungsgebiet des ESO zuordnen kann, und trägt das Risiko des Differenzbilanzaggregats bzw. der Differenzbilanzkreisbewirtschaftung. Der ESO meldet gegenüber dem jeweiligen VNB die Übergabestellen an, deren Verbrauchsstellen am Energy Sharing teilnehmen sollen. Die Energieflüsse werden entsprechend der messtechnischen Anforderungen mit viertelstündlicher Auflösung (RLM oder Zählerstandsgangmessung) gemessen. Mit der Anmeldung werden Energieflüsse über die betreffende Übergabestelle vom Verteilnetzbetreiber bilanziell als Energieaustausch zwischen dem Bilanzierungsgebiet des VNB und dem Bilanzierungsgebiet des ESO behandelt.\r\n    2) VNB und ESO stimmen die aus den Messwerten aller Übergabestellen gebildete viertelstundenscharfe Netzzeitreihe ab und tauschen diese entsprechend des MaBiS-Kapitels “Austauschprozesse zur Netzgangzeitreihe und Netzzeitreihe” mit dem BIKO aus. Der ESO kommuniziert hierzu in der Marktrolle Netz.\r\n\r\nEs liegt in der Verantwortung des ESO bzw. dessen Dienstleister, dass\r\n    • alle Energiemengen in seinem Bilanzierungsgebiet in jeder Viertelstunde vollständig zu Bilanzkreisen zugeordnet werden, für Energy Sharing-Teilnehmende also jeweils die Zuordnung zum Energy Sharing-Verbrauch und zum Reststrombezug erfolgt;\r\n    • alle Pflichten eines aggregationsverantwortlichen Netzbetreibers diesbezüglich erfüllt werden;\r\n    • etwaige Restmengen im Bilanzierungsgebiet des ESO (Differenzbilanzaggregat) zu Lasten des ESO auf den von ihm gegenüber dem BIKO benannten Bilanzkreis gebucht werden können.\r\n\r\nNicht im Energy Sharing genutzte Einspeisemengen werden entsprechend der Vorgaben des jeweiligen Anlagenbetreibers bzw. der gesetzlichen Anforderungen als EEG-Einspeisung oder im Rahmen der Direktvermarktung bilanziert. Der ESO übermittelt dazu zu jeder Viertelstunde Einspeisedaten an den Direktvermarkter, bei Anlagen bis 100 kWp insbesondere die Übertragungsnetzbetreiber. Auf der Basis der Netzgangzeitreihe können auf Grundlage aktuell bestehender Prozesse die Verbrauchsdaten der teilnehmenden Stellen bis 10 Uhr am Folgetag zur Verfügung gestellt werden. Aufgrund der höheren zeitlichen Auflösung der Daten der Einspeisung und der Anforderungen der Bilanzkreisbewirtschaftung unter anderem für Direktvermarkter sollte insbesondere auch in der Weiterentwicklung der Systemdienstleistungen mit intelligentem Messsystem darauf hingearbeitet werden, dass auch für Verbrauchsdaten bilanzierungsrelevante near-real-time Daten übermittelt werden können.\r\n\r\nDie Belieferung der Energy Sharing-Teilnehmenden mit Reststrom erfolgt durch einen Lieferanten ihrer Wahl. Die Reststrom-Belieferung von Energy Sharing-Teilnehmenden im Rahmen von Teilversorgungsmodellen ohne Lieferantenverpflichtungen, d.h. für Anlagen bis 30 kW bei Einzelhaushalten sowie bis 100 kW bei Mehrparteiengebäuden, ist dabei vergleichbar mit der Belieferung von Einzel- bzw. Mehrparteiengebäuden mit Eigenversorgung aus einer Photovoltaikanlage. Energy Sharing stellt damit einen erweiterten Anwendungsfall der bereits bestehenden Belieferung von Verbrauchsstellen mit Photovoltaikanlage dar. Ebenso ist die Vermarktung von Einspeisemengen vergleichbar mit der Weiterentwicklung der bereits etablierten Vermarktung von Restmengen aus Anlagen mit Eigenversorgung hinter dem Netzverknüpfungspunkt.\r\n\r\n6. \tMusterverträge\r\nWir begrüßen ausdrücklich, dass Musterverträge (Art. 15a Abs. 4d EMD) zur Verfügung gestellt werden. Diese sollten sowohl für Voll- als auch für Teilversorgungsmodelle zentral entwickelt und kostenlos zur Verfügung gestellt werden, damit es einheitliche Standards gibt und die praktische Umsetzung erleichtert wird.\r\n\r\n7.  Zentrale Anlaufstelle\r\nWir begrüßen, dass eine zentrale Anlaufstelle eingerichtet wird. Wir fordern, dass die zentrale Anlaufstelle insbesondere Beratung zum Energy Sharing und zur Nutzung der Musterverträge anbietet. Vorbild könnte hier die Österreichische Koordinationsstelle für Energiegemeinschaften sein.\r\n\r\nAnsprechpartner:\r\n\r\nRené Groß, LL.M. (Leuven) \r\n\r\nBundesgeschäftsstelle Energiegenossenschaften beim DGRV\r\nLeiter Politik und Recht \r\n\r\nTelefon: +49 (0)30 72 62 20 923 \r\nMail: gross@dgrv.de\r\n\r\nValérie Lange\r\n\r\nBündnis Bürgerenergie e.V.\r\nReferentin Energiepolitik und -wirtschaft\r\n\r\nTelefon: +49 (0)179 4159636\r\nMail: valerie.lange@buendnis-buergerenergie.de"},"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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Zur Erreichung dieser Ausbauziele ist neben der Ausweitung der Ausschreibungsmengen, der Bereitstellung einer größeren Flächenkulisse sowie der Entbürokratisierung von Genehmigungsverfahren die Förderung von akzeptanz- und teilhabefördernder Maßnahmen von entscheidender Bedeutung.\r\n\r\nHierbei spielt das Thema Energy Sharing eine hervorgehobene Rolle, da es bei richtiger Ausgestaltung ermöglicht, dass Bürger*innen nicht mehr nur Erneuerbare-Energien-Anlagen gemeinsam betreiben, sondern den Strom ihrer Anlagen auch gemeinsam vergünstigt nutzen können. Dadurch wird die Entlastung von teilnehmenden 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 auch das Interesse am Bau von Erneuerbare-Energien-Anlagen im regionalen Kontext steigern und damit Investitionen für die Energiewende mobilisieren. Zusätzlich schafft Energy Sharing Anreize, den eigenen Stromverbrauch an die Einspeisung der gemeinschaftlichen EE-Anlagen auszurichten, wodurch marktlich, volkswirtschaftlich wie auch netztechnisch positive Effekte für die Energiewende erzeugt werden können. Die Energy Sharing Potenzialstudie des iöw zeigt, dass in Szenarien mit Sektorkopplung, d.h. vielfacher Einbindung von Wärmepumpen und Elektrofahrzeugen in die Verteilnetze, Energy Sharing die Netze entlasten kann1.\r\n\r\nDie Europäische Union hat Energy Sharing bereits 2019 in der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (Art. 22 2) mit einer Umsetzungsfrist bis Mitte 2021 verankert. Die Frist lief ohne entsprechende Umsetzung in deutsches Recht ab. So weist weder das EEG 2023 noch ein anderes Energiegesetz bisher eine Regelung zum Energy Sharing auf. Aus diesem Grund enthält der Entschließungsantrag des Bundestags zum EEG 2023 vom 5. Juli 2022 einen Prüfauftrag an die Bundesregierung, Vorschläge für die Einführung von Energy Sharing im Rahmen der nächsten Gesetzgebungsprozesse zu unterbreiten.3 Die Bundesregierung sollte daher umgehend Energy Sharing ermöglichen.\r\n\r\nZiel des vorliegenden Papiers ist die Beschreibung einer energiewirtschaftlich durchdachten Ausgestaltung eines Energy Sharing Modells.\r\n\r\n1 GRUNDIDEE DES ENERGY SHARING\r\nDie Grundidee des Energy Sharing basiert auf den renewable energy communities (REC) aus Artikel 22 der RED II (Richtlinie 2018/2001/EU4 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen) und den citizen energy communities (CEC) aus Artikel 16 der Strommarktbinnenrichtlinie. Die zwei Konzepte sind sehr ähnlich, unterscheiden sich jedoch in einigen Punkten. Da RECs im Gegensatz zu CECs nur erneuerbaren Energien offenstehen, alle Sektoren einschließen und ein regionaler Zusammenhang vorgesehen ist, sollten wir uns in Deutschland auf die Renewable-Energy-Communities (REC) begrenzen.\r\n\r\nRECs existieren bereits im deutschen Recht als Bürgerenergiegesellschaften (BEG) in Art. 3 EEG, deren Definition die Merkmale an Renewable-Energy-Communities enthält und daher so beibehalten werden kann. Was jedoch im deutschen Recht fehlt und dringend geschaffen werden muss, ist das Recht von RECs auf Energy Sharing. Bisher sind BEG in Deutschland reine Erzeugungsanlagen in Bürger*innenhand. Beteiligte Bürger*innen können also den Strom ihrer Anlagen nicht selbst nutzen und haben daher auch keinen Anreiz, ihren Verbrauch an den gemeinsam betriebenen Anlagen auszurichten.\r\n\r\nEnergy Sharing soll genau das ermöglichen. Mit Energy Sharing können Mitglieder von BEG den Strom ihrer gemeinschaftlich betriebenen Anlagen individuell beziehen und den Überschussstrom gemeinsam vermarkten. Reicht der in den eigenen Anlagen produzierte Strom nicht zur Deckung des Strombedarfs aus, werden Reststrommengen von außerhalb der BEG bezogen. Direktverbrauchter Strom, also zeitgleich zur Produktion verbrauchter Strom aus den eigenen Anlagen, ist dabei i.d.R. günstiger als zugekaufter Strom, sodass ein Anreiz für lokale Flexibilität entsteht.\r\n\r\nBeim Energy Sharing schließen sich mehrere regionale Stromverbraucher*innen (Bürger*innen, Kommunen und KMUs) zu einer Bürgerenergiegesellschaft zusammen und betreiben im räumlichen Zusammenhang eine oder mehrere Erneuerbare-Energien-Anlagen. Die Bürgerenergiegesellschaft versorgt sich dabei teilweise aus ihren eigenen regionalen erneuerbaren Projekten. Als räumlicher Zusammenhang gelten hierbei entsprechend der Definition aus dem Regionalnachweisregister des UBA die Postleitzahlengebiete, die ganz oder teilweise im Umkreis von 50 Kilometern um die Gemeinde liegen, in dem der Standort der Erneuerbaren-Anlage sich befindet. Als räumlicher Zusammenhang wird der Umkreis um die Standortgemeinde gewählt, weil das Regionalnachweisregister des UBAs, durch das damit Energy Sharing administriert werden könnte, daran anknüpft und die Legaldefinition der Bürgerenergiegesellschaft in § 3 Nr. 15 EEG 2023, die der profitierenden Akteur des Energy Sharing werden könnte, einen Umkreis und keinen Netzebenenbezug wählt. Insbesondere zeigen Erfahrungen aus dem europäischen Ausland, dass eine Anknüpfung an Netzebenen und Netzbetreiber eine Umsetzung von Energy Sharing sehr erschwert. Die Bürgerenergiegesellschaft erhält durch ein viertelstundengenaues Matching den Anreiz, Strom zeitgleich zur Erzeugung vor Ort zu nutzen. Der regional aus den eigenen Erneuerbare-Energien-Anlagen erzeugte Strom wird von den Mitgliedern der Bürgerenergiegesellschaft verbraucht und bildet somit den Energy Sharing-Anteil. Um dies wirtschaftlich abzubilden, ist es notwendig, bestimmte Rahmenbedingungen (siehe Punkt 3) zu realisieren.\r\n\r\nAbgrenzung des Vorschlags zum Artikel 21 der Erneuerbaren-Energie-Richtlinie\r\n\r\nIn Abgrenzung zu dem dargestellten Modell sieht die EU in Artikel 21 der Erneuerbare-Energien-Richtlinie außerdem die Ausweitung der Eigenversorgung von einzelnen Personen auf gemeinsam handelnde Personen (Gemeinsame Eigenversorgung) vor. Mieterstrom und gemeinsame Eigenversorgung werden häufig mit Energy Sharing gleichgesetzt oder verwechselt. Das in Artikel 22 der Erneuerbare-Energien-Richtlinie vorgesehene Energy Sharing ist jedoch als gesondertes Instrument zu betrachten. Während bei Energy Sharing explizit die gemeinschaftliche, regionale Erzeugung und Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen über das Verteilnetz im Vordergrund steht, beziehen sich Mieterstrom, auch in Quartieren, sowie die gemeinsame Eigenversorgung auf die Nutzung von Strom aus einer Erzeugungsanlage, welche im Besitz eines Dritten ist, hinter einem gemeinsamen Netzanschluss.\r\n\r\n2 RAHMENBEDINGUNGEN FÜR ENERGY SHARING MODELLE\r\nUm Energy Sharing zu realisieren, sollen Bürger*innen, die in der Nähe der Erneuerbare-Energien-Anlagen leben, ein attraktives Angebot erhalten, um direkt von den gemeinsamen Anlagen beispielsweise in Form eines vergünstigten Stromtarifs zu profitieren.\r\n\r\nHierfür ist nicht zuletzt eine betriebswirtschaftliche Grundlage von zentraler Bedeutung. Daher ist die Fortzahlung der Marktprämie für die beteiligten Erneuerbaren Energieanlagen zu gewährleisten.\r\n\r\nDies muss im Einklang zum aktuellen Doppelvermarktungsverbot nach §80 EEG 2023 stehen, daher ist für die Stromkennzeichnung eine Erweiterung der Vermarktungsform “Marktprämie” im EEG zielführend. Hierbei könnte eine Zusatzmitteilung der Strommengen als „Energy-Sharing-Anteil“ zum Nachweis des Energy Sharing gegenüber Endkund*innen sinnvoll sein.\r\n\r\nDie Umsetzung von Energy Sharing führt zudem trotz potenzieller volkswirtschaftlicher Gewinne durch den besseren regionalen Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch zunächst einmal zu betriebswirtschaftlichen Mehrkosten für die Bürgerenergiegesellschaften, die das Energy Sharing umsetzen sowie die externen Dienstleister, die die Bürgerenergiegesellschaften bei der Umsetzung unterstützen welche ebenfalls zu decken sind. Die Mehrkosten bei der Umsetzung von Energy Sharing entstehen durch höheren Aufwand für die Abwicklung (1/4 stündliche reale Bilanzierung statt SLP-Profile, usw.), Investitionen in IT, höhere Beschaffungskosten (durch stärkeren Kurzfristhandel, höheres Mengen- und Preisrisiko), höhere Ausgleichsenergiekosten als auch den Marktwertverlust der beteiligten Erneuerbaren Energien.\r\n\r\nUm diese Mehrkosten zu decken, bedarf es entweder einer entsprechenden Senkung der Stromnebenkosten für den Energy-Sharing-Anteil oder einer externalisierten Prämie. Zur Hebung notwendiger Flexibiltätspotentiale ist eine Stromnebenkosten-Novellierung wie z.B. der Netzentgelte für alle Verbraucher*innen geboten. Dies zeigt die Strommarktdesignstudie des BEE als auch anderen Studien. Diese Möglichkeiten allein für Energy Sharing zu nutzen, wäre zu kurz gesprungen, zumal die Umsetzung äußerst komplex werden könnte. Daher ist eine externalisierte Prämie zur Realisierung von Energy Sharing besser als eine Senkung von Stromnebenkosten. Innerhalb Europas gibt es hier bereits solche finanziellen Anreize für Energy Sharing. So erhalten Anlagenbetreiber*innen in Italien beispielsweise neben der Marktprämie eine Energy Sharing Prämie in Höhe von 11 €Cent für jede innerhalb der Gemeinschaft erzeugte und verbrauchte Kilowattstunde.5 Die EU-Kommission hat dies beihilferechtlich genehmigt.\r\n\r\n3 AUSGESTALTUNG EINER ENERGY SHARING PRÄMIE\r\nEnergy Sharing knüpft in vielfältigen Dimensionen an die Ziele der Energiewende an und wirkt so gleich mehrfach vorteilhaft. So werden über Energy Sharing Verbraucher*innen zu Prosumer*innen, indem sie in Bürgerenergiegesellschaften Strom erzeugen und diesen gemeinsam nutzen. Dies ermöglicht eine bessere Bindung mit und Wahrnehmung von den Erneuerbare-Energien-Anlagen in ihrem Lebensumfeld, was zu einer höheren räumlichen Akzeptanz für die Energiewende führt6. Zudem kann über die Orientierung des regionalen Stromverbrauchs am regionalen erneuerbaren Stromangebot ein Flexibilitätsanreiz erzielt werden, welcher nicht nur marktentlastend, sondern vor allem regional netzentlastend wirken kann7.\r\n\r\nDaher kommt der Ausgestaltung einer Energy Sharing-Prämie zur Optimierung dieser Ziele ein\r\nhohes Gewicht zu. Bürgerenergiegesellschaften, die Energy Sharing nutzen möchten, erhalten eine feste Prämie pro direkt verbrauchter Kilowattstunde. Mit Direktverbrauch ist der Strom gemeint, der in den gemeinsamen Anlagen produziert und gleichzeitig von den Teilnehmer*innen verbraucht wird. Je höher der Energy-Sharing-Anteil am gesamten Stromverbrauch, desto höher ist in Summe die Prämienauszahlung. Eine pauschale feste Prämie pro Haushalt ist weniger geeignet, da sie zwar die Akzeptanz steigern würde, jedoch nicht die gewünschte regionale Flexibilitätswirkung mit sich bringen und zudem die Gefahr eines minimalen Energy-Sharing-Anteil bergen würde.\r\n\r\nWie in der iöw-Studie gezeigt, können Windenergieanlagen durch höhere Volllaststunden viel höhere Energy-Sharing-Anteile erreichen als reine Photovoltaik-Energy-Sharing-Projekte8. Je installiertem Kilowatt kann bei Windenergieanlagen also ein höherer Energy-Sharing-Anteil erreicht werden. Damit je installiertem Kilowatt eine ähnliche Prämiensumme erreicht wird, ist eine Unterscheidung der Prämien für die durch die jeweiligen EE-Technologien gedeckten Verbrauchsmengen notwendig, z.B. eine höhere für PV als für Wind9. So kann sichergestellt werden, dass eine ausreichende Prämie für die jeweilige EE-Technologie realisiert und das vollständige Potenzial von Energy Sharing ausgereizt wird. Zudem sollte die Energy-Sharing-Prämie eine ausreichende monetäre Anreizwirkung für die Endkund*innen bieten.\r\n\r\n4 MÖGLICHKEITEN ZUR TEILNAHME AM ENERGY SHARING\r\nZiel von Energy Sharing ist es, eine größtmögliche Schnittmenge zwischen erneuerbarer Erzeugung und regionalem Verbrauch zu realisieren. Daher sind die Stromerzeugung und der Stromverbrauch gesondert zu betrachten.\r\n\r\nIm Bereich der Stromerzeugung sollte es möglich sein, Kleinstanlagen von wenigen Kilowatt bis hin zu größeren Megawatt-Projekten im Besitz von Bürgerenergiegesellschaften in das Energy Sharing zu integrieren. Grundsätzlich ist Energy Sharing technologieoffen zu gestalten, sodass alle erneuerbaren Erzeugungstechnologien sowie Power-to-X- und Speicheranlagen teilnahmeberechtigt sind.\r\n\r\nDa Energy Sharing sowohl zeitnah eine schnelle Breitenwirkung hinsichtlich der Akzeptanz von Erneuerbare-Energien-Anlagen, auch im Bestand, erzielen soll, gleichzeitig die Vorteile des Modells auch die Entstehung zusätzlicher Erzeugungsanlagen anreizen soll, ist eine differenzierte Betrachtung zwischen Bestands- und Neuanlagen sinnvoll. Um die Breitenwirkung von Energy Sharing schnell zu realisieren, sollte es in den ersten Jahren nach Einführung eines Energy Sharing Rahmens möglich sein, dies auch zu 100% aus erneuerbaren Bestandsanlagen zu bewirtschaften. Im Laufe der Jahre sollte dann der prozentuale Anteil von Neuanlagen im Stromprodukt eines Energy Sharing Modells erhöht werden, so dass Neuanlagen spätestens 2030 die Hälfte der Energiemengen des Energy-Sharing-Produkts ausmachen. Hierbei gelten repowerte Anlagen als Neuanlagen, um bei diesem wichtigen Bestandteil der Energiewende keine zusätzlichen Hürden aufzubauen.\r\n\r\nWichtig ist hierbei der räumliche Zusammenhang der Erneuerbaren-Energien-Anlagen zu den Endverbraucher*innen. Dieser wird als gegeben angesehen, sofern die Endverbraucher*innen sich in Postleitzahlengebieten befinden, die sich ganz oder teilweise im Umkreis von 50 Kilometern10 um die Gemeinde befinden, in dem der Standort der Erneuerbaren Anlage sich befindet. Zum Nachweis der Einhaltung dieses Kriteriums kann in Anlehnung an das Regionalnachweisregister eine ähnliche Datenbankstruktur beim Umweltbundesamt verwendet werden.\r\n\r\nFür Endkund*innen ist eine Teilnahme an einem Energy Sharing Produkt in folgendem Rahmen möglich:\r\na) Ausgestaltung des Stromproduktes\r\nDas Stromprodukt für die Endkund*innen muss einen Anteil an erneuerbaren Strommengen aus den von der Bürgerenergiegesellschaft betriebenen Anlagen im räumlichen Zusammenhang enthalten. Nur dieser Energy-Sharing-Anteil ist berechtigt, die entsprechende Energy Sharing Prämie zu erhalten. Die Bürgerenergiegesellschaft muss hierbei nicht selbstständig zwingend alle Aufgaben eines EVU für das Stromprodukt erfüllen, sondern kann diese an externe Dienstleister, bspw. ein EVU, auslagern.\r\n\r\nb) Viertelstündliche Bilanzierung\r\nZum Nachweis der Energy-Sharing-Anteil und somit auch der Bestimmung der Prämienhöhe ist eine viertelstündliche Bilanzierung auf Basis von realen Messungen des Stromverbrauchs als auch der Stromerzeugung notwendig. Aufgrund des verzögerten Roll-out der intelligenten Messsysteme (iMSys) ist dies in den Haushalten aktuell nur über einen freiwilligen Einbau eines iMSys möglich, welcher sich gegenüber heutigen SLP Zählern in höheren Kosten sowohl bei Investkosten als auch bei Betriebskosten (jährliche Kosten) widerspiegelt. Diese höheren Kosten sind den Endkund*innen zu erstatten11.\r\n\r\nc) Größtmögliche Reichweite von Energy Sharing und Anreizwirkung für Flexibilität Damit möglichst viele Verbraucher*innen an den potenziellen Energy-Sharing-Anlagen teilhaben können, wird pro Haushalt nur ein gewisser Leistungsanteil der Anlagen für die Energy Sharing-Nutzung zugelassen. Damit wird zudem verhindert, dass kleinere Bürgerenergiegesellschaften mit großen eigenen Anlagenleistungen ohne jede Verhaltensänderung immer auf einen Energy Sharing-Anteil von nahezu 100 Prozent kommen könnten und so überproportional profitieren. Der Umfang der zugelassenen installierten Leistung sollte dabei in ähnlicher Größenordnung wie typische individuelle Eigenversorgungsanlagen ausgestaltet werden. Dieser Ansatz ermöglicht ein Level Playing Field für alle beteiligten Akteur*innen: Teilnehmende an einem Energy Sharing-Projekt können ähnliche Strommengen aus regionalen EE-Anlagen nutzen wie Betreiber*innen individueller Eigenversorgungsanlagen. Zudem wird so sichergestellt, dass immer die gewünschten Flexibilitätsanreize zur Orientierung des eigenen Strombedarfs an der zeitgleichen erneuerbaren, regionalen Erzeugung generiert werden, unabhängig von der jeweiligen Größe und den betriebenen Anlagen der Bürgerenergiegesellschaft.\r\n\r\n5 FAZIT\r\nUm die Ausbauziele der Erneuerbaren Energien zu erreichen, ist neben der Entbürokratisierung von Genehmigungsverfahren und der Ausweitung der Ausschreibungsmengen auch die Förderung von akzeptanz- und teilhabefördernden Maßnahmen von entscheidender Bedeutung. Hierbei spielt das innovative Energy Sharing eine hervorgehobene Rolle, das regionalen Stromverbraucher*innen (Haushalten, Kommunen und KMUs) ermöglicht, sich zu einer Bürgerenergiegesellschaft zusammenzuschließen und gemeinsam Erneuerbare-Energien-Anlagen zu betreiben. Dadurch werden Preisentlastungen bei den Bürger*innen mit der unmittelbaren Teilhabe an der Energiewende verknüpft, wodurch nachweislich Akzeptanz geschaffen wird und Investitionen mobilisiert werden können. Zudem werden Preissignale für eine sinnvolle EE-Integration generiert. Aus diesen Gründen wurde die Umsetzung des Energy Sharings von der Europäischen Union bereits bis Mitte 2021 gefordert (Art. 22 der Erneuerbare-Energien-Richtlinie). Die Bundesregierung sollte umgehend das Energy Sharing umsetzen und ähnlich wie Italien und Österreich die bestehenden Potenziale ausschöpfen.\r\n\r\nKontakte\r\nMalte Zieher\r\n+49 (0) 1577 9212344\r\nmalte.zieher@buendnis-buergerenergie.de\r\n\r\nViola Theesfeld\r\n+49 (0) 179 4159636\r\nviola.theesfeld@buendnis-buergerenergie.de\r\n\r\n1 iöw Studie, Energy Sharing: Eine Potenzialanalyse, S. 51-61, 74, https://www.buendnis-buergerenergie.de/fileadmin/user_upload/downloads/Studien/Energy_Sharing_Eine_Potenzialanalyse_02052022.pdf\r\n2 https://eurlex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/PDF/?uri=CELEX:32018L2001&from=DE\r\n3 Beschlussempfehlung des Ausschusses für Klimaschutz und Energie, Drucksache 20/2580, S. 8, 10, https://www.clearingstelle-eeg-kwkg.de/sites/default/files/2022-07/20_Beschlussempfehlung_Ausschuss_Klimaschutz_Energie_20-2580.pdf\r\n4 https://eurlex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/PDF/?uri=CELEX:32018L2001&from=DE\r\n5 siehe https://www.roedl.de/themen/erneuerbare-energien/2021/mai/neue-ee-geschaeftsmodelle-italien.\r\n6 Zu dem positiven Zusammenhang zwischen finanzieller Beteiligung und Akzeptanz gegenüber EE-Anlagen: Hübner/Pohl/Warode et al., Akzeptanzfördernde Faktoren erneuerbarer Energien, 2020, S. 30; Warren/McFadyen, Land Use Policy 27, 2010, S. 204 ff.; Pedersen/van den Berg/Bakker et al., The Journal of the Acoustical Society of America 126, 2009, S. 634 ff.; Devine-Wright, Journal of Community & Applied Social Psychology 19, 2009, S. 426 ff.; Weidinger, in: Handbuch Klimaschutzrecht (Hrsg. Rodi), § 30 Rn. 8 ff., 33 ff.\r\n7 iöw Studie, Energy Sharing: Eine Potenzialanalyse, S. 51-61, 74, https://www.buendnis-buergerenergie.de/fileadmin/user_upload/downloads/Studien/Energy_Sharing_Eine_Potenzialanalyse_02052022.pdf\r\n8 iöw Studie, Energy Sharing: Eine Potenzialanalyse, S. 48-51, 74, https://www.buendnis-buergerenergie.de/fileadmin/user_upload/downloads/Studien/Energy_Sharing_Eine_Potenzialanalyse_02052022.pdf\r\n9 Steuerbare Erneuerbare Energien könnten ebenfalls für Energy Sharing genutzt werden. Für diese wäre die Ausgestaltung der Prämienhöhe sowie die für das Energy Sharing maximal anrechenbare Leistung (s.u.) zu verringern, da deren direkt planbare Lieferung noch einmal einen deutlich höheren Energy Sharing-Anteil je installiertem Kilowatt ermöglicht.\r\n10 Der 50 km Radius wird im Rahmen des Regionalnachweisregisters und in § 3 Nr. 15 EEG 2023 verwendet. Daran knüpft der Energy Sharing Vorschlag an. Für das Regionalnachweisregister siehe § 2 Nr. 13 Herkunfts- und Regionalnachweis-Durchführungsverordnung.\r\n11 Bis zum eigentlichen Roll-Out von iMSys sind die Installationskosten über eine einmalige Pauschale dem Endkunden als auch die Mehrkosten über die monatlichen Zusatzkosten zu erstatten. In dem sich aktuell im parlamentarischen Verfahren befindenden Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende (GNDEW) ist eine Deckelung der Preisobergrenze (POG) auf 20 Euro vorgesehen. Sollte dies so im Gesetz verankert werden, dann wäre bei denen vom Roll-Out betroffenen Endkunden keine zusätzliche Kostenerstattung erforderlich. Eine Kostenerstattung wäre nur noch bei solchen Endkunden notwendig, welche nicht über den Roll-Out erfasst würden (also Endverbraucher mit einer geringen Jahresverbrauchsmenge)."},"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. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-05-23"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0002158","regulatoryProjectTitle":"Einführung von Energy Sharing","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/25/8a/358951/Stellungnahme-Gutachten-SG2409270104.pdf","pdfPageCount":20,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Energy Sharing: Eine Umsetzungsoption mit virtueller Bilanzierung\r\nStand: Juli 2024\r\n\r\nEnergy Sharing wurde in der Europäischen Richtlinie 2024/1747 eingeführt und muss von den Mitgliedsstaaten in nationales Recht umgesetzt werden. Regulatorisch gilt es jetzt die richtigen Leitplanken zu setzen, um schnell anschlussfähig an bestehende energiewirtschaftliche Prozesse zu sein, gesellschaftlich leicht umsetzbare Wege aufzuzeigen und das Potential der Energiewendebeschleunigung in Energy Sharing Gemeinschaften zu nutzen. Dazu unterbreiten wir hier einen pragmatischen Umsetzungsvorschlag, der sofort pilotiert und mit überschaubarem Aufwand flächendeckend umgesetzt werden kann.\r\n\r\nExecutive Summary\r\nEnergy Sharing sollte nicht nur regional die gesellschaftliche Teilhabe stärken, sondern auch die Verknüpfung von erneuerbarer Erzeugung und flexiblem Verbrauch. So trägt die gesellschaftliche Aktivierung unmittelbar zur Energiesystemtransformation bei. Zentraler Baustein dafür ist ein energiewirtschaftliches Betriebssystem für Energy Sharing Gemeinschaften, welches diese komplementären Ziele abzubilden vermag und sich gleichzeitig möglichst niederschwellig in bestehende energiewirtschaftliche Systeme und Prozesse einfügt. Diese Anforderungen erfüllt ein Umsetzungsvorschlag auf der Grundlage des virtuellen Bilanzierungsgebiets.\r\nEine Energiegemeinschaft, die Energie Sharing umsetzt, muss dazu innerhalb der Gemeinschaft geteilte Energiemengen ebenso ausweisen können, wie darüber hinaus eingespeiste Erzeugungsmengen und sonstigen Netzbezug der Teilnehmenden. Die Teilnahme ist freiwillig, auch hinter dem gleichen Netzverknüpfungspunkt können nicht alle Verbrauchs- oder Erzeugungsanlagen zur Teilnahme verpflichtet werden. Die Wahl des Reststromlieferanten ist frei.\r\nEin Betriebssystem für Energy Sharing Gemeinschaften muss nicht nur diese zentralen Parameter umsetzen, sondern sollte auch weitere Anforderungen der Gemeinschaft wie die individuelle Aufteilung der Erzeugungsmengen auf Teilnehmende flexibel abbilden können.\r\nEnergy Sharing Gemeinschaften stärken regionale gesellschaftliche Zusammenhänge und verknüpfen diese gleichzeitig mit einem Gesamtsystemnutzen für die Energiesystemtransformation. Das Betriebssystem sollte deshalb den gesellschaftlichen Zusammenhang priorisieren und abbilden: auch über Verteilnetzgrenzen hinweg, mit unterschiedlichen Messstellenbetreibern, Bilanzkreisverantwortlichen und Reststromlieferanten. Die Funktion bestimmt die Form, nicht umgekehrt.\r\nDas virtuelle Bilanzierungsgebiet erfüllt als Betriebssystem für Energy Sharing Gemeinschaften als einzige der aktuell diskutierten Umsetzungsalternativen diese Anforderungen. Gleichzeitig kann es weitgehend auf bereits bestehende, standardisierte Prozesse des energiewirtschaftlichen Datenaustausches aufsetzen, sodass für beteiligte Marktakteure – insbesondere Verteilungsnetzbetreiber und Lieferanten – der Anpassungsbedarf so weit wie möglich reduziert wird. Die Umsetzung wird erleichtert und beschleunigt, ohne auf Funktionsumfang zu verzichten. Die transparente Energiemengenausweisung legt gleichzeitig die Grundlage für mögliche weitere Veränderungen wie differenzierte Entgelte und Umlagen, ohne diese Entscheidung vorwegzunehmen.\r\n\r\nWarum Energy Sharing?\r\nEnergy Sharing bedeutet für uns, dass Personen in einem geografisch abgegrenzten Gebiet gemeinschaftlich Energie erzeugen und verbrauchen und dazu auch bestehende Netzinfrastruktur nutzen. Solche Energiegemeinschaften unterstützen zwei zentrale und komplementäre Ziele der Energiesystemtransformation:\r\nRegional gesellschaftliche Teilhabe an der Energiewende stärken. Energiegemeinschaften beschleunigen den Ausbau und die Nutzung erneuerbarer Energien (EE) und stärken dabei die gesellschaftliche Mitgestaltung und Mitbestimmung der Energiesystemtransformation. Wenn Menschen mehr Bezug zu der vor Ort erzeugten Energie gewinnen, steigt die Zustimmung zur Errichtung der dazu nötigen Anlagen wobei vermehrt auch lokales Kapital und Flächen von Bürger:innen bereitgestellt werden. Das bewegt wichtige Hebel für Investitionen in erneuerbare Erzeugung und die direkte Elektrifizierung von Wärme und Verkehr. In Energiegemeinschaften wird die lokale Wertschöpfung gestärkt und der Betrieb der Anlagen erfolgt langfristig und aufgrund des enges Bezugs zu den lokalen Werten und Prioritäten der Gemeinschaft oft besonders nachhaltig.\r\nRegional erneuerbare Erzeugung und flexiblen Verbrauch verknüpfen. Energiegemeinschaften stärken messbar die Bereitschaft von Bürger:innen, ihren Stromverbrauch zu reduzieren oder zeitlich zu verschieben zum Beispiel in Zeiten mit viel erneuerbarer Erzeugung. Durch die zeitlich koordinierte Nutzung vor Ort erzeugter Energie werden der Transportbedarf über große Entfernungen reduziert, Lastspitzen in den betroffenen Verteilungsnetzen verringert, lokale Anlagen und Betriebsmittel besser ausgelastet und Anreize geschaffen, in der Fläche EE-Erzeugungsanlagen zuzubauen. Die Aktivierung der lokalen Flexibilität im Stromverbrauch ist ein wichtiger Schlüssel, um schneller mehr erneuerbare Erzeugung und neue Stromlasten in der Wärme und im Verkehr in das bestehende Stromnetz zu integrieren, auch wenn der Stromnetzausbau nicht im gleichen Tempo voranschreiten kann. So wird volkswirtschaftlich der effizienteste Weg der Systemtransformation beschritten.\r\nDie Erzeugungs- und Verbrauchsstellen einer Energiegemeinschaft sind weiterhin an das Verbundnetz angeschlossen und somit in das europäische Energiesystem eingebunden. Energy Sharing stärkt die regionale Teilhabe am Energiesystem, ohne dabei den Bezug zu den Vorteilen der Einbindung in das Netz der öffentlichen Versorgung zu verlieren. Im Gegenteil: Die weitgehende gemeinschaftliche Auslastung der Anlagen vor Ort kann mit der richtigen Umsetzungs- und Anreizstruktur unmittelbar einen Gesamtsystemnutzen erzeugen.\r\n\r\nWas muss eine Energy Sharing Gemeinschaft leisten?\r\nUm diese Ziele zu erreichen, muss eine Energiegemeinschaft…\r\n1. …Erzeugung und Verbrauch innerhalb der Gemeinschaft vom restlichen Netzbezug und der restlichen Einspeisung abgrenzen können. Alle Mitglieder sind weiterhin regulär an das Netz der öffentlichen Versorgung angeschlossen. Diese Abgrenzung definiert die Gemeinschaft.\r\n2. …Erzeugungs- und Verbrauchsstellen mit regionalem Bezug zueinander und netztopologisch in geringer Entfernung verknüpfen. Der regionale Bezug stärkt die Identifikation mit der Gemeinschaft. Die netztopologische Nähe ist technisch sinnvoll, damit die Energieflüsse innerhalb der Gemeinschaft Betriebsmittel der höheren Netzebenen wenig belasten.\r\n3. …die Gleichzeitigkeit von Erzeugung und Verbrauch innerhalb der Gemeinschaft anreizen und nachweisen, um Netze und Betriebsmittel der höheren Netzebenen zu entlasten. Je höher die zeitliche Auflösung, mit der die Gemeinschaft ihre Erzeugung und ihren Verbrauch koordiniert, desto geringer ist das Risiko einer Überlastung. Pragmatisch wäre es, Erzeugung und Verbrauch innerhalb einer Registrierperiode (15 Minuten) als gleichzeitig anzusehen.\r\n4. …geringere Gesamtkosten des Energiebezugs für Mitglieder der Energiegemeinschaft realisieren als bei der regulären Versorgung außerhalb der Gemeinschaft. Diese Vergünstigung braucht jedoch nicht pauschal zu gelten, sondern kann zum Beispiel von Mitgliedern erfordern, ihren Verbrauch der (lokalen) Erzeugung der Gemeinschaft anzupassen.\r\n5. …ein gleichwertiges Erlöspotenzial der Erzeugung innerhalb der Gemeinschaft erwirtschaften als bei der Einspeisung nach EEG oder der sonstigen Direktvermarktung. So entstehen Anreize, sowohl bestehende Anlagen in die Gemeinschaft einzubringen als auch in neue Anlagen für die Gemeinschaft zu investieren.\r\n6. …die freiwillige Teilnahme erlauben. Weder alle Erzeugungsanlagen noch Abnahmestellen hinter einem bestimmten Netzanschluss dürfen verpflichtet werden, einer dort tätigen Energiegemeinschaft beizutreten. Es muss möglich sein, einer Energiegemeinschaft erst nach deren Etablierung beizutreten, oder sie vor ihrer Auflösung wieder zu verlassen. Insbesondere müssen in einer Liegenschaft, zum Beispiel in einem Mehrparteienhaus, Einzelne sowohl teilnehmen als auch nicht teilnehmen können.\r\n7. …unterschiedliche Verbrauchsarten miteinbeziehen, vor allem auch flexible Verbraucher wie Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen oder Batteriespeicher. E-Fahrzeuge bieten kurzfristig das größte Flexibilitäts- und Speicherpotenzial. Sie sollten an teilnehmenden Ladepunkten auch individuell als Flexibilität bewirtschaftet werden können.\r\n8. …nicht die vollständige Energieversorgung ihrer Mitglieder sicherstellen können. Die europäische Energiemarktrichtlinie (Energy Markets Directive – EMD) fordert die freie Wahl eines regulären Stromlieferanten für den Residualbezug aller Mitglieder der Energiegemeinschaft. Energy Sharing muss also keine Gesamtversorgung sicherstellen.\r\n\r\nAbbildung 1 Energy Sharing Gemeinschaft grenzt Energieflüsse in der Gemeinschaft vom Netzbezug ab, weist eingespeiste Energiemengen aus, ermöglicht individuelle Teilnahme/Opt out auch am gleichen Netzanschluss und erlaubt freie Lieferantenwahl.\r\n\r\nEnergy Sharing soll gesellschaftliche und energiesystemische Ziele erfüllen können. Es ist deshalb sinnvoll, dass sich eine Energiegemeinschaft über mehrere benachbarte Netzgebiete erstrecken kann. Deutschland weist eine Vielzahl, teilweise sehr kleiner Netzgebiete auf, die oft auf Städte und Kommunen zugeschnitten sind. So erstrecken sich Windparks und Freiflächen-Solaranlagen oft über mehrere Gemarkungen. Ebenso typisch ist die Konstellation, das viele potenzielle Mitglieder einer Energiegemeinschaft in einem Stadtgebiet wohnen, die gemeinschaftlichen Erzeugungsanlagen aber im Umland erreichtet werden sollen, welches zu einem oder mehreren anderen Netzgebiet gehört. Gleichzeitig sollten mehrere Energiegemeinschaften im gleichen geografischen und netztopologischen Gebiet existieren können, auch um Wettbewerb zwischen den Gemeinschaften zu ermöglichen.\r\n\r\nAbbildung 2 Energy Sharing Gemeinschaften schaffen neue Möglichkeiten, gesellschaftliche Zusammenhänge mit Energiesystemnutzen zu verknüpfen.\r\n\r\nDas Betriebssystem zur Umsetzung von Sharing in der Energiegemeinschaft sollte in der Lage sein, die über das Netz der öffentlichen Versorgung ausgetauschten Sharing-Energiemengen separat auszuweisen, so dass auf diese zum Beispiel auch differenzierte Abgaben und Umlagen erhoben oder eine andere Entgeltsystematik angewendet werden könnten. Netzentgelte sind zwar nicht Gegenstand der gesetzlichen Regulierung von Energiegemeinschaften, sondern liegen in der Hoheit der Bundesnetzagentur (BNetzA); jedoch kann diese nur dann überhaupt eine differenzierte Behandlung von Sharing-Mengen in Betracht ziehen, wenn die zugehörigen Energieflüsse abgegrenzt, erhoben und nachgewiesen werden können. Differenzierte Netzentgelte bieten in Verbindung mit dynamischen Strompreisen, wie sie in einer Energiegemeinschaft mit regionalem Bezug besonders sinnvoll zum Einsatz kommen können, einen effektiven Hebel, um flexiblen Stromverbrauch anzureizen und so Gesamtsystemnutzen zu realisieren.\r\n\r\nWas ist zur virtuellen Bilanzierung bereits durch die Bundesnetzagentur festgelegt?\r\nGrundgedanke der virtuellen Bilanzierung ist, dass die Zuordnung von Energiemengen aus Unterzählern zu Bilanzkreisen von einem anderen Bilanzierungsgebietsverantwortlichen (BGV) übernommen werden kann als dem lokalen Netzbetreiber. Dieser BGV betreibt ein eigenes virtuelles Bilanzierungsgebiet (vBG), welches sich auf Untermessstellen in Kundenanlagen erstreckt und messtechnisch vom Bilanzierungsgebiet des vorgelagerten NB abgegrenzt ist. Das Modell der virtuellen Bilanzierung wurde von der BNetzA in der Netzzugangsregelung zur ladevorgangsscharfen bilanziellen Energiemengenzuordnung für die Elektromobilität (NZR EMob\r\ngemäß BK6-20-160) festgelegt; die zugehörigen Prozesse sowie die Datenformate der MaKo wurden daraufhin vom BDEW und der Arbeitsgruppe edi@energy ausgestaltet und als Anwendungshilfe veröffentlicht.\r\nFür einen einzelnen Netzanschluss sieht der Aufbau ist wie folgt aus:\r\n• Netzseitig werden Bezug und Einspeisung der Kundenanlage viertelstundenscharf gemessen (RLM oder iMSys mit Tarifanwendungsfall (TAF) 7).\r\n• Der zugehörige Zählpunkt wird zum Netzkoppelpunkt. Hinter diesem Netzkoppelpunkt beginnt das virtuelle Bilanzierungsgebiet. Der zugehörige Betreiber ist kein Netzbetreiber (NB) gemäß Energiewirtschaftsgesetz; er nimmt jedoch an der Marktkommunikation (MaKo) in der Rolle NB teil und erfüllt alle Pflichten der Marktregeln für die Durchführung der Bilanzkreisabrechnung Strom (MaBiS) für den Ausgleich des Bilanzierungsgebiets. Insbesondere ist er verantwortlich für seinen Differenzbilanzkreis, das heißt es gibt einen starken Anreiz das Bilanzierungsgebiet auszugleichen und teure Ausgleichsenergiemengenbeschaffung zu vermeiden.\r\n• Gegenüber dem vorgelagerten NB tritt der BGV auf wie ein benachbarter Netzbetreiber. Folglich erstellt der vorgelagerte NB aus der 15-Minuten-Messung am Netzkoppelpunkt täglich eine Netzgangzeitreihe (NGZ) und übermittelt diese dem BGV. Monatlich aggregiert der NB alle NGZs aller Netzkoppelpunkte zu einer Netzzeitreihe (NZR) und stimmt diese mit dem BGV ab.\r\n• Jeder Netzkoppelpunkt hat eine Marktlokations-ID (MaLo-ID). Diese ist typischerweise identisch zur MaLo-ID der Kundenanlage vor deren „Umzug“ ins vBG. Allerdings muss der vorgelagerte NB die Energiemengen dieser MaLo nicht mehr bilanzieren, sondern lediglich die zugehörige NZR dem BIKO übermitteln.\r\n• Zusätzlich zur Marktrolle NB tritt der Betreiber des virtuellen Bilanzierungsgebiets gemäß BDEW-Anwendungshilfe für die MaKo auch in der Marktrolle Lieferant (LF) an. In dieser Rolle empfängt er vom vorgelagerten NB die monatliche Netznutzungsabrechnung (NNA) für jeden Netzkoppelpunkt – je nach Verbrauch als Grundpreis/Arbeitspreis oder Arbeitspreis/Leistungspreis.\r\n• Für alle Energiemengen hinter dem jeweiligen Netzkoppelpunkt übernimmt der BGV die Zuordnung zu Bilanzkreisen, so dass eine echte energiewirtschaftliche Belieferung möglich ist. Dabei ist der BGV in der Ausgestaltung weniger Beschränkungen unterworfen und kann so beispielsweise Ladevorgänge1 unterschiedlicher Nutzer jeweils auf den Bilanzkreis des zugehörigen Lieferanten buchen, um somit Elektrofahrzeuge energiewirtschaftlich zu beliefern (“ladevorgangsscharfe Bilanzierung”).\r\nEin vBG kann viele Kundenanlagen beinhalten, welche jeweils durch einen Netzkoppelpunkt vom vorgelagerten Netzgebiet abgegrenzt werden. Für den jeweils vorgelagerten NB ergibt sich der Vorteil, dass alle Verbräuche im vBG viertelstundenscharf über die NZR erfasst sind und somit nicht in dessen Bilanzierungsrisiko eingehen. Ein vBG kann benachbart sein zu mehreren Netzgebieten, jeweils mit einer eigenen NZR, und sich somit über eine komplette Regelzone erstrecken.\r\n\r\nMit der Festlegung BK6-20-160 führte die Bundesnetzagentur (BNetzA) 2020 das Konstrukt des virtuellen Bilanzierungsgebiets ein als „Modell 2“ – gegenüber der Bilanzierung einer MaLo durch den Netzbetreiber („Modell 1“). Im Wortlaut der Festlegung geht es um die oben skizzierte ladevorgangsscharfe Belieferung von Elektrofahrzeugen (EV) – damit EVs über mehrere Netzgebiete hinweg einheitlich beliefert werden können. Die zugehörigen Prozesse wurden vom BDEW im Rahmen einer Anwendungshilfe erarbeitet, die Datenformate der MaKo stehen seit Oktober 2023 in den IT-Systemen der Marktpartner zur Verfügung. Insbesondere existieren Prozesse und Datenformate,\r\n• um eine bestehende MaLo mit 15-Minuten-Messung in das Modell 2 zu verschieben und somit einen Netzkoppelpunkt einzurichten;\r\n• um eine NGZ einer NZR zuzuordnen;\r\n• sowie um die Zuordnung zu beenden und eine MaLo des Modell 2 wieder in eine reguläre MaLo („Modell 1“) zurückzuführen.\r\n\r\nVorschlag für die Erweiterung des Modells 2 für Energy Sharing\r\nDas Konstrukt des virtuellen Bilanzierungsgebiets nach „Modell 2“ könnte ein Betriebssystem anbieten, um sowohl über Verteilnetzgrenzen hinweg als auch für einzelne Anlagen und Wohnungen hinter Netzanschlüssen Energy Sharing wettbewerblich zu organisieren – ohne dabei den beteiligten Netzbetreibern Bilanzierungsrisiken und komplexe neue Prozesse aufzubürden. Mit dem virtuellen Bilanzierungsgebiet können sowohl die gesellschaftlichen Ziele des Energy Sharings in Energiegemeinschaften gestärkt als auch ihr Energiesystemmehrwert realisiert werden. Die Energiemengenzuordnung im virtuellen Bilanzierungsgebiet kann entsprechend der Anforderungen der Gemeinschaft erfolgen, “form follows function” und nicht umgekehrt. Gleichzeitig werden regional Erzeugung und Verbrauch direkt miteinander verknüpft und durch den Gemeinschaftsbezug zu Erzeugungsanlagen besondere Anreize zur Lastverschiebung, auch über monetäre Impulse hinaus, möglich.\r\nGrundgedanke der Energiegemeinschaft mittels virtueller Bilanzierung ist, alle Marktlokationen der Mitglieder in ein gemeinsames vBG zu verschieben, so dass der BGV innerhalb des vBG eigene Marktlokations-IDs für den Residualbezug und die Sharing-Mengen vergeben, viertelstundenscharf die erzeugte Energiemenge aufteilen und den Residualbezug Bilanzkreisen zuordnen kann – entsprechend den Geschäftsprozessen zur Kundenbelieferung mit Elektrizität (GPKE) und den Marktregeln zur Bilanzierung von Strom (MaBiS). Innerhalb der gleichen Regelzone kann eine Vielzahl von Bilanzierungsgebietsverantwortlichen aktiv sein. Die Energiegemeinschaft kann selbst BGV sein oder einen BGV wählen.\r\nDie Funktionsweise des Modells erläutern wir in drei Modulen – angefangen vom einfachsten Aufbau mit reinen Verbrauchern und Erzeugern in einem Netzgebiet, über die Ausdehnung auf mehrere Netzgebiete bis hin zu komplexen Kundenanlagen mit sowohl Erzeugung als auch Verbrauch hinter einem gemeinsamen Netzanschluss.\r\n\r\nModul 1: Energy Sharing in einem Netzgebiet mit getrennter Erzeugung und Bezug\r\nWir betrachten den einfachsten Fall einer mit dem Verteilungsnetz über eine Messlokation (MeLo) verbundenen Erzeugungsanlage2 und einem im gleichen Netzgebiet angeschlossenen und ebenfalls messtechnisch einzeln erfassten Verbraucher.\r\n\r\nAbbildung 3 Modul 1, Energy Sharing in einem Netzgebiet\r\n\r\nGrundlegende Umsetzung\r\nBeide Messungen erfolgen viertelstundenscharf, also mittels iMSys und TAF 7 oder RLM. Der Messstellenbetrieb kann jeweils durch den grundzuständigen MSB (gMSB) erfolgen oder wettbewerblich (wMSB). Der Ablauf zur Etablierung und für den Betrieb dieser Zweier-Energiegemeinschaft mittels virtueller Bilanzierung sähe folgendermaßen aus:\r\n• Die beiden Teilnehmer:innen bilden eine Energiegemeinschaft, oder gehören einer bestehenden Energiegemeinschaft an. Diese Gemeinschaft kann als Bilanzierungsgebietsverantwortlicher (BGV) den Betrieb selbst abwickeln, oder einen Dienstleister beauftragen. Untereinander oder mit dem Dienstleister legen sie die Aufteilung der Sharing-Energiemengen, der Kosten für die Erzeugung und ggf. für den Dienstleister fest.\r\n• Der BGV meldet für eine Regelzone beim BDEW ein virtuelles Bilanzierungsgebiet (vBG) an. Der zuständige BIKO richtet das vBG ein. Für dieses vBG muss der BGV einen Deltabilanzkreis benennen sowie einen EEG-Bilanzkreis für die Aufnahme der EEG-Einspeisemengen.\r\n• Die beiden Kundenanlagen werden gemäß dem Prozess zum Wechsel in das Modell 2 in das vBG umgezogen. Dadurch werden die beiden MeLos zu jeweils einem Netzkoppelpunkt. Netzkoppelpunkte sind in den Prozessen und der MaKo grundsätzlich bidirektional, identifizieren also eine Einspeisezeitreihe und eine Bezugszeitreihe. Im vorliegenden Fall wäre jeweils eine Richtung immer Null, da eine Erzeugungsanlage mit einem Verbraucher verknüpft wird.\r\n• Der vorgelagerte Netzbetreiber ordnet die beiden Netzkoppelpunkte einer Netzzeitreihe zwischen dem vorgelagerten VNB und dem BGV zu.\r\n• Ab diesem Zeitpunkt übermittelt der jeweils zuständige MSB immer am Folgetag den Lastgang pro MeLo an den zuständigen NB, welcher daraus für jeden Netzkoppelpunkt eine tägliche Netzgangzeitreihe (NGZ) bildet und diese dem BGV schickt. Gemäß NZR EMob ist die NGZ in Bezugsrichtung Grundlage für die monatliche Netznutzungsabrechnung des Netzbetreibers gegenüber dem BGV.\r\n• Jeweils zum Monatsende berechnet der NB die Netzzeitreihe (NZR) als viertelstundenscharfen Saldo der NGZs der beiden Netzkoppelpunkte der Energiegemeinschaft.\r\n• Ebenfalls monatlich berechnet der BGV sein Differenzbilanzaggregat (DBA) als Saldo der NZR und den bilanzierten Einspeisungen und Entnahmen innerhalb des vBG3 und schickt das DBA dem BIKO.\r\nOhne Profilbewirtschaftung im virtuellen Bilanzierungsgebiet geht das DBA vollständig in die Deltazeitreihe (DZR) ein, deren Abweichung vom BIKO überwacht und ggf. der BNetzA gemeldet wird.4 So wird sichergestellt, dass ein unabhängig vom regulierten Netzbetreiber agierender BGV sein virtuelles Bilanzierungsgebiet korrekt führt und die BNetzA ihre Aufsichtsfunktion wahrnehmen kann.\r\n\r\nBilanzierung\r\nEine NZR ungleich Null entsteht im Beispiel hier immer dann, wenn hinter dem einen Netzkoppelpunkt in einer Viertelstunde mehr erzeugt als hinter dem anderen Netzkoppelpunkt entnommen wird, oder umgekehrt. Damit diese Residualeinspeisung oder Residualentnahme nicht zu Lasten des BGV in das DBA einfließt, muss der BGV sowohl Residualeinspeisung als auch Residualbezug bilanzieren. Dies funktioniert im vorgestellten Modell folgendermaßen:\r\n• Zur Identifikation der Residualeinspeisung und des Residualbezugs vergibt der BGV jeweils eine MaLo-ID.\r\n• Zur Belieferung von Residual-MaLos schließt der BGV LF-Rahmenverträge mit Lieferanten und der BKV des jeweiligen Lieferanten erteilt dem BGV die Zuordnungsermächtigung für einen Bilanzkreis.\r\n• Das Mitglied der Energiegemeinschaft in der Rolle Verbraucher kann aus den verfügbaren Lieferanten einen auswählen, um seinen Residualbezug zu dessen Konditionen beliefern lassen.\r\n• Der beauftragte Lieferant meldet dem BGV den Lieferbeginn gemäß GPKE mittels MaKo; der BGV bestätigt dem Lieferanten den Lieferbeginn.\r\n• In gleicher Weise schließt der BGV Rahmenverträge mit Vermarktern in der Marktrolle Lieferant und erhält von deren BKV die Zuordnungsermächtigung für Einspeisungen. Alternativ wäre auch die Einspeisung nach EEG möglich, indem der BGV die Einspeisemengen in seinen EEG-Bilanzkreis aufnimmt und per EEG-Überführungszeitreihe an den zuständigen ÜNB zur Vermarktung weiterreicht.\r\n• Anhand der täglichen NGZ berechnet der BGV am Folgetag, in welcher Viertelstunde mehr erzeugt als verbraucht wurde, erstellt daraus eine viertelstundenscharfe Einspeisegang-Zeitreihe und ordnet diesen der Residual-Einspeise-MaLo zu. In gleicher Art ermittelt der BGV, in welcher Viertelstunde mehr verbraucht als erzeugt wurde, erstellt daraus eine Lastgangzeitreihe und ordnet diese der Residual-Bezugs-MaLo zu.\r\n• Die täglichen Residualzeitreihen übermittelt der BGV per MaKo den verantwortlichen Lieferanten.\r\n• Gemäß MaBiS berechnet der BGV am Monatsende sowohl für den Einspeisebilanzkreis als auch für den Lieferantenbilanzkreis aus den täglichen Lastgängen die jeweilige Bilanzkreis-Summenzeitreihe (BK-SZR) und übermittelt diese dem BIKO; ebenso erstellt er für jeden Lieferanten eine Lieferanten-Summenzeitreihe (LF-SZR) und übermittelt diese dem jeweiligen Lieferanten.\r\n• Der BGV berechnet nun für die monatliche Bilanzkreisabrechnung sein DBA als Saldo aus den BK-SZR und der NZR. Die DBA übermittelt der BGV dem zuständigen BIKO. Wurden alle Energiemengen korrekt bilanziert, resultiert eine Null-Zeitreihe als DBA.\r\nIn einer realen Energiegemeinschaft würden mehrere Mitglieder Erzeugungsanlagen einbringen, und viele Mitglieder wären Verbraucher. In diesem realen Fall bliebe das skizzierte Vorgehen weitestgehend bestehen, abgesehen von einem Punkt: Die Summe der Erzeugung muss nun auf mehrere Verbraucher aufgeteilt werden. Wie dies geschieht, kann innerhalb der Energiegemeinschaft geregelt werden – z.B. als fixer Anteil der Erzeugung, oder dynamisch entsprechend des prozentualen Anteils am Gesamtbezug in einer Viertelstunde. Ein großer Vorteil der Abwicklung dieser Aufteilung durch den BGV ist, dass Aufteilungsschlüssel nicht reguliert, im Vorhinein festgelegt und in Datenformate überführt und dann zwischen Energiegemeinschaft und Netzbetreiber ausgetauscht werden müssen. Die Energiegemeinschaft gestaltet die Aufteilung entsprechend ihrer Anforderungen und findet ein adaptives Betriebssystem dafür vor.\r\nGemeinschaftliche Einspeisung und Optimierung innerhalb der Energiegemeinschaft\r\nWenn in einer Viertelstunde die Anlagen der Gemeinschaft in Summe mehr erzeugen als gemäß dem vereinbarten Verfahren auf die verbrauchenden Mitglieder aufgeteilt werden kann, so sind zwei Verfahren möglich – abhängig vom rechtlichen Rahmen:\r\n• Entweder speist jede Erzeugungsanlage über ihre Residual-MaLo auf eigene Rechnung ein – als EEG-Einspeisung oder über einen frei gewählten direktvermarktenden Lieferanten. In diesem Fall muss innerhalb der Gemeinschaft geklärt werden, wie die individuellen Erzeugungsmengen jeder Anlage aufgeteilt werden in Sharing-Strom und Einspeisung.\r\n• Oder die Gemeinschaft übernimmt die Vermarktung der gesamten Residualeinspeisung aller Anlagen. In diesem Fall ist die Gemeinschaft freier in der Aufteilung der Mengen, sie\r\nmuss aber bei unterschiedlichen Typen von\r\nErzeugungsanlagen (Wind, PV) weiterhin eine sortenreine Einspeisung gewährleisten.\r\nDie Wahl der Einspeisung spielt eine große Rolle. Ein negativer Preis am Spotmarkt könnte beispielsweise direkt auf die Vermarktung der Residualerzeugung wirken. Hier kann eine Gemeinschaft – oder ein fähiger Dienstleister – über die Bilanzierung hinaus Energiemanagement-Leistungen anbieten: Die Momentanleistung von PV-Anlagen reduzieren oder erhöhen und anlagennahe Speicher bewirtschaften, um die Auslastung und den Ertrag innerhalb der Gemeinschaft zu maximieren – entsprechend der übergreifenden Zielsetzung für die Einführung von Energiegemeinschaften.\r\nNetznutzungsabrechnung\r\nDie Netznutzungsabrechnung erfolgt entsprechend der Regelung der NZR EMob vom VNB an den BGV, individuell für den Bezug jedes Netzkoppelpunkts. Hierbei ist zu beachten, dass die Netznutzungsabrechnung dabei sowohl Sharing-Bezug als auch Residualbezug umfasst: Während der Sharing-Bezug durch Saldierung in der NZR nicht auftaucht, enthält die NGZ eines Netzkoppelpunkts den kompletten Energiefluss – unabhängig davon, ob dieser aus einer Erzeugungsanlage der Gemeinschaft hinter einem anderen Netzkoppelpunkt stammt, oder es sich um Residualbezug aus dem Netz handelt. Da jedoch die Residual-MaLo und deren zugehöriger Lastgang hinter jedem Netzkoppelpunkt bekannt ist, kann jeweils Sharing-Anteil und Residualanteil ausgewiesen werden – um z.B. darauf reduzierte Netzentgelte zu berechnen oder eine Sharing-Prämie auszuschütten.\r\nModul 2: Energy Sharing über mehrere Netzgebiete hinweg\r\nWir erweitern das Modul 1 dahingehend, dass die beiden Mitglieder der Mustergemeinschaft nun in zwei unterschiedlichen Netzgebieten bei unterschiedlichen Netzbetreibern innerhalb der gleichen Regelzone angesiedelt sind.\r\n\r\nAbbildung 4 Modul 2, Energy Sharing Verteilnetzübergreifend innerhalb einer Regelzone\r\n\r\nDa das virtuelle Bilanzierungsgebiet die komplette Regelzone umfassen kann, sind für Mitglieder in unterschiedlichen vorgelagerten Netzgebieten keine Änderungen am oben skizzierten Vorgehen nötig.\r\n• In jedem beteiligten Netzgebiet wird pro Teilnehmer ein Netzkoppelpunkt mit zugehöriger NGZ etabliert.\r\n• Pro vorgelagertem Netzgebiet erstellt der verantwortliche VNB weiterhin eine NZR.\r\n• Anders als zuvor ist diese NZR nun selbst dann nicht mehr Null, wenn Erzeugung und Entnahme innerhalb der Gemeinschaft perfekt koordiniert sind. Da jedoch die NZRs verschiedener vorgelagerter Netzgebiete bei der Berechnung des DBA saldiert werden,\r\nwürde weiterhin ein Null\r\n-DBA resultieren. Alle zuvor angestellten Überlegungen zur Bilanzierung, zur Verrechnung von Ausgleichsenergie durch den BIKO und zur Aufsicht über die Ausgeglichenheit des vBG gelten somit weiterhin.\r\nWichtig ist, dass für die Ausweitung einer Energiegemeinschaft auf mehrere Netzgebiete mit den Mitteln der virtuellen Bilanzierung keine neuen Prozesse zur Koordinierung der Sharing-Mengen zwischen den betroffenen Netzgebieten eingeführt werden müssen. Es reicht aus, wenn der BGV die bereits etablierten Prozesse zum Austausch von NGZ und NZR mit jedem der virtuell benachbarten Netzbetreiber befolgt.\r\nNetznutzungsabrechnung\r\nErst, wenn die zwischen den Netzgebieten ausgetauschte Sharing-Menge separat ausgewiesen werden soll, z.B. für eine differenzierte Behandlung bei der Netznutzungsabrechnung zwischen den beteiligten Netzbetreibern, muss die oben bereits auf Ebene der NGZs vorgestellte Aufteilung in Sharing und Residualbezug bzw. Einspeisung bei der Aggregation der NGZs zur jeweiligen NZR berücksichtigt werden. Da Sharing-Energiemengen innerhalb eines Netzgebiets sich bei der Saldierung der NGZs aufheben, bliebe nur die Sharing-Menge übrig, welche bilanziell mit benachbarten Netzgebieten ausgetauscht wird.\r\n\r\nModul 3: Ausdehnung auf Prosumer-Liegenschaften und gemeinschaftlich versorgte Gebäude\r\nModul 3 betrachtet Energiegemeinschaften, die sowohl Prosumer Liegenschaften umfassen als auch gemeinschaftlich versorgte Liegenschaften. Ziel des Betriebssystems ist es dabei, die bisher dominante Eigenverbrauchsoptimierung um die Teilnahme an Energiegemeinschaften und systemorientierte Bewirtschaftung von Flexibilität zu erweitern.\r\nAbbildung 5 Modul 3, Energy Sharing mit Prosuming und gemeinschaftlicher Gebäudeversorgung\r\nBislang wurden Anschlusssituationen beschrieben, bei denen Erzeugungsanlagen und Verbraucher direkt über jeweils eine MeLo an das jeweilige Verteilungsnetz angeschlossen sind. Bereits heute sind jedoch einige Privat- und Gewerbeimmobilien mit PV-Anlagen ausgestattet und zukünftig sollen möglichst alle geeigneten Dachflächen für den Zubau von PV-Anlagen genutzt werden. So entstehen immer mehr Prosumer-Liegenschaften mit Erzeugung und Verbrauch hinter einem Netzanschluss – und zwar nicht nur bei Eigenheimen, sondern auch im Geschosswohnungsbau und bei gemischter Gewerbe- und Wohnungsnutzung. Diese Prosumer-Anlagen dienen derzeit der Optimierung des Eigenverbrauchs, da auf die hinter dem Netzanschlusszähler erzeugten und verbrauchten Mengen keine Netzentgelte anfallen. Vor die Wahl gestellt, ob Erzeugungsanlagen und Speicher zur Optimierung des Eigenverbrauchs genutzt werden oder im Rahmen einer Energiegemeinschaft, würde die Wahl derzeit den ökonomischen Anreizen folgend meist zugunsten des Eigenverbrauchs ausfallen, obwohl die Anlagen und Speicher damit systematisch unternutzt werden. Folglich sollte die Teilnahme an einer Energiegemeinschaft parallel zur Eigenverbrauchsoptimierung möglich sein, um dem Ziel der besseren lokalen Auslastung von Erzeugungsanlagen und Flexibilitäten näherzukommen. Virtuelle Bilanzierung in Kombination mit dem sog. virtuellen Summenzähler kann dies leisten. Im Folgenden entwickeln wir das Modell in zwei Stufen.\r\nErzeugung und Bezug hinter einem Netzkoppelpunkt\r\nWir betrachten zuerst den Fall eines Prosumer-Eigenheims mit PV-Anlage und einem iMSys mit Zweirichtungszähler. Beide Zählrichtungen müssen für Zählerstandsgangmessung konfiguriert sein (TAF 7).\r\n• Der Zähler registriert hier nur dann einen Residualbezug, wenn die Eigenerzeugung nicht zur Deckung des Energiebedarfs ausreicht, oder Residualeinspeisung im umgekehrten Fall. Somit ist hinter dem Zähler die Optimierung des Eigenverbrauchs wie gewohnt möglich.\r\n• Die Anschlussnutzer:in tritt vertraglich einer Energiegemeinschaft bei. Dabei bringt sie sowohl die lokale Residualeinspeisung ein die Gemeinschaft ein und beteiligt sich am gemeinschaftlichen Bezug. Die Gemeinschaft regelt Aufteilung und Konditionen.\r\n• Wiederum wird mittels Standardprozess gemäß NZR EMob die Liegenschaft ins Modell 2 verschoben – die MeLo wird zum Netzkoppelpunkt. Diesmal sind sowohl Einspeisezeitreihe wie auch Bezugszeitreihe zeitweise ungleich Null.\r\n• Für den Umzug in das vBG der Energiegemeinschaft muss bei einer bestehenden Liegenschaft sowohl die bisherige Einspeisung als auch die Belieferung zum Stichtag der Aufnahme in die Energiegemeinschaft (und damit dem Wechsel ins Modell 2) beendet werden.\r\n• Der BGV vergibt sodann im virtuellen Bilanzierungsgebiet zwei MaLos – eine für die Residualeinspeisung außerhalb der Energiegemeinschaft und eine für den Residualbezug aus dem Netz.\r\n• Bilanzierung und Bewirtschaftung beider MaLos erfolgt wie bereits zuvor beschrieben: Die Anschlussnutzer:in kann für den Residualbezug frei einen im vBG angemeldeten Lieferanten wählen; ihre Residualerzeugung speist sie als EEG-Menge oder Direktvermarktung ein oder lässt die Einspeisung über die Gemeinschaft abwickeln.\r\nIn dieser Eigenheim-Energiegemeinschafts-Kaskade registriert die MeLo nur die Einspeisung und den Bezug, welcher nach Eigenverbrauchsoptimierung übrigbleibt. Diese Menge wiederum wird innerhalb der Gemeinschaft geteilt, so dass nur das Residuum nach der Aufteilung innerhalb der Energiegemeinschaft regulär bilanziell eingespeist oder beliefert werden muss.\r\nWie zuvor berechnet der vorgelagerte VNB Netznutzungsentgelte auf die Bezugsrichtung der NGZ. Dies entspricht der Netznutzungsabrechnung für eine Prosumer-Liegenschaft ohne Teilnahme an einer Energiegemeinschaft. Die Ausführungen in Modul 1 zur separaten Ausweisung des Sharing-Anteils am Netzbezug gelten hier analog.\r\nErzeugung und Bezug in einer Mehrparteien-Liegenschaft\r\nBislang sind Prosumer-Liegenschaften zumeist Eigenheime. Darüber hinaus entstehen aber viele weitere Anwendungsfälle, in denen es sinnvoll ist, sowohl den Eigenverbrauch zu optimieren als auch einer Energiegemeinschaft anzugehören – von der Doppelhaushälfte mit PV-Anlage auf einer Dachhälfte, dem Wohnblock mit einer PV-Anlage aber mehreren Aufgängen und separaten Netzanschlüssen pro Aufgang bis zu Gebäuden, deren PV-Erzeugung den lokalen Mietparteien\r\nnetzentgeltfrei im Rahmen der gGV bereitgestellt werden und die verbleibende Überschusserzeugung einer Energiegemeinschaft zufließen soll.\r\nUm gleichzeitig an der gGV und einer Energiegemeinschaft teilnehmen zu können, kombinieren wir die bereits ausführlich dargestellte virtuelle Bilanzierung mit den zum April 2025 neu in Kraft tretenden Prozessen und Datenformaten5 zur Einrichtung des Objekts der Kundenanlage. Mit der Kundenanlage können mehrere MeLos eines Gebäudes zusammengefasst werden; die Lastgänge der beteiligten MeLos ergeben aufaddiert einen sog. virtueller Summenzähler. Über Stammdaten-Nachrichten der MaKo können ab April 2025 einzelne MeLos in die virtuelle Summe der Kundenanlage integriert oder wieder herausgelöst werden. Die vom zuständigen Netzbetreiber den einzelnen Verbrauchs- oder Erzeugungseinheiten (typischerweise Wohnungen) zugeteilten MaLo-IDs gehen bei der Integration nicht verloren, sondern werden „ruhend“ gestellt. Damit ist es möglich, eine MeLo mittels GPKE-Lieferantenwechsel aus einer Kundenanlage herauszulösen, um wieder regulär im BG des zuständigen NB beliefert zu werden.\r\nKern unseres Vorschlags zur Kombination von Energy Sharing und gGV ist, eine Kundenanlage einzurichten mit einem virtuellen Zweirichtungs-Summenzähler, in dessen Berechnung nur die an der gGV teilnehmenden Erzeugungsanlagen und Verbraucher eingehen.\r\n• Jede teilnehmende Erzeugungsanlage und jede teilnehmende Einheit (Wohnung, Hausstrom, Ladestationen, etc.) wird separat viertelstundenscharf gemessen.\r\n• Ein für die Kundenanlage frei wählbarer MSB (gMSB/wMSB) ermittelt die Zeitreihen für Bezug und Erzeugung der Kundenanlage jeweils als viertelstündlichen Saldo der MeLos der teilnehmenden Einheiten und der PV-Anlage. Die Übermittlung der MeLo-Zeitreihen erfolgt entsprechend bestehenden Prozessen nach WiM.\r\n• Durch die viertelstündliche Saldierung der Einspeiselastgänge und Bezugslastgänge verbleibt als virtuelle Einspeisesumme nur die Erzeugungsmenge, welche nicht innerhalb der Kundenanlage verbraucht wird.\r\n• Ebenso verbleibt als virtueller Bezug nur der tatsächlich aus dem Netz bezogenen Lastgang zur Deckung des über die Erzeugung hinausgehenden Bezugs der teilnehmenden Einheiten.\r\n• Nicht teilnehmende Einheiten gehen nicht in die Berechnung ein und werden wie gewohnt beliefert.\r\n• Der virtuelle Summenzählpunkt der Kundenanlage wird zum Netzkoppelpunkt gemäß Modell 2. D.h., der vorgelagerte Netzbetreiber erstellt nun aus den Zeitreihen der Kundenanlage zwei tägliche NGZs (Bezug und Einspeisung), und übermittelt diese dem BGV.\r\n• Alle existierenden MaLos der teilnehmenden Wohn- und Gewerbeeinheiten stellt der NB ruhend entsprechend den Prozessen zur Kundenanlage. Da eine derart ruhende MaLo jederzeit wieder aktiviert werden kann, ist sichergestellt, dass teilnehmende Einheiten jederzeit aus der gGV ausscheiden und wieder durch den NB bilanziert werden können.\r\n• Der BGV in der Rolle NB erhält die Lastgänge der teilnehmenden Einheiten sowie der PV-Anlage vom MSB der MeLo gemäß WiM. Anhand eines zuvor mit dem Anlagenbetreiber, WEG, Gebäudeverwalter o.ä. vereinbarten Aufteilungsverfahrens berechnet er daraus am Folgetag die jeder teilnehmenden Einheit viertelstundenscharf zugeteilte Energiemenge sowie ggf. die Residualeinspeisung.\r\n• Für jede Einheit berechnet der BGV den viertelstündlichen Residualbezug, wenn die PV-Erzeugung nicht zur Deckung des Verbrauchs ausreicht.\r\nBei eigenständigem Betrieb der Kundenanlage als gGV würde die ermittelte Einspeisezeitreihe der Kundenanlage über den EEG-BK des BGV oder eines Direktvermarkters bilanziell eingespeist, und der Residualbezug der Einheiten würde jeweils einer MaLo im vBG zugewiesen, so dass die Anschlussnutzer:innen innerhalb der gGV ihren jeweiligen Restromlieferanten frei wählen können. In der Kaskade mit einer Energiegemeinschaft jedoch ergibt sich eine weitere Verrechnung:\r\n• Die für die Kundenanlage ermittelte Einspeisezeitreihe wird der Energiegemeinschaft bereitgestellt, wie in Modul 2 beschrieben. Nur die nach Abzug des Bezugs der Energiegemeinschaft noch verbleibende Restmenge weist der BGV sodann einer Residual-Einspeise-MaLo zu, welche entweder durch den Betreiber der Anlage oder durch die Gemeinschaft vermarktet wird.\r\n• Die Verbrauchseinheiten (Wohnungen, etc.) der Kundenanlage können individuell wählen, ob sie Teil der Energiegemeinschaft werden möchten.\r\no Wenn nicht, so weist der BGV den jeweiligen gGV Residualbezug dem BK des individuell gewählten Lieferanten zu.\r\no Bei Teilnahme an der Energiegemeinschaft wird der gGV-Restbezug nochmals reduziert entsprechend des Bezugs aus der Gemeinschaft. Dazu wird die innerhalb der Gemeinschaft vereinbarte Aufteilungsregelung angewendet. Nur den dann noch verbleibenden Restlastgang weist der BGV dem BK eines vom Mitglied frei wählbaren Lieferanten zu.\r\n• Für die Abrechnung innerhalb der gGV berücksichtigt der BGV, dass für die gGV-Mengen keine Netzentgelte anfallen.\r\n• Die aus der Energiegemeinschaft bezogene Menge hingegen geht in die virtuelle Bezugs-MeLo und somit in die NGZ ein – womit der vorgelagerte NB darauf regulär Netzentgelte berechnet.\r\nDie Kaskade aus gGV und Energiegemeinschaft, also die Verrechnung der gGV-Mengen und der Sharing-Mengen erfolgt freiwillig. Es besteht kein technischer Grund zur verpflichtenden Teilnahme – weder zur Teilnahme an der gGV als Partei der Liegenschaft noch zur Teilnahme an der Energiegemeinschaft als Partei der gGV. Auch muss eine Energiegemeinschaft nicht verpflichtet werden, die Kaskade zu integrieren.\r\n\r\nUnterschiede zum Modell 2\r\nDie Regelungen des EnWG zum Netzzugang sowie die Prozesse der NZR EMob schließen die Anwendung des Konstrukts der virtuellen Bilanzierung auch über die in der 2020 festgelegten Verpflichtung für öffentlich zugängliche Ladeinfrastruktur hinaus grundsätzlich nicht aus. Die\r\nvorgeschlagene Methode zur Umsetzung von Energiegemeinschaften mittels virtueller Bilanzierung erweitert die Festsetzung BK6-20-160 der BNetzA inhaltlich in drei Punkten:\r\n1. Anwendung außerhalb der öffentlich zugänglichen Ladeinfrastruktur für Elektromobilität,\r\n2. Einspeisung nach MPES oder EEG im virtuellen Bilanzierungsgebiet,\r\n3. Nutzung eines virtuellen Summenzählers zur Abgrenzung zwischen dem vorgelagerten Bilanzierungsgebiet und dem virtuellen Bilanzierungsgebiet.\r\nUnserer Auffassung nach sind diese Erweiterungen zwar nicht gemäß der BNetzA-Festlegung BK6-20-160 verpflichtend umzusetzen, da sich diese Festlegung explizit auf die öffentlich zugängliche Ladeinfrastruktur bezieht. Sie sind aber zulässig, da die Grundsätze der MaBiS eingehalten werden wonach alle Energiemengen zu jeder Zeit eindeutig einem Bilanzkreis zugeordnet werden, und über das DBA des vBG auch Bilanzierungsfehler jederzeit klar verantwortet werden. Weiterhin besteht für alle Parteien der jeweiligen Liegenschaft jederzeit Wahlfreiheit, sowohl bezüglich der Teilnahme am beschriebenen Modell als auch bei der Wahl des Residuallieferanten innerhalb des vBG.\r\nAbgrenzung der Umsetzung mit virtueller Bilanzierung von anderen Modellen für Energy Sharing\r\nEnergiegemeinschaften können auch auf anderen Wegen realisiert werden. Wir möchten die Umsetzung mit virtueller Bilanzierung im Folgenden von Alternativen abgrenzen, die derzeit ebenfalls diskutiert werden. Unser Bezugspunkt sind dabei jeweils die oben formulierten Anforderungen, denen Energy Sharing genügen sollte, um den Aufwand der Einführung zu rechtfertigen. Diese Anforderungen werden von den Alternativen nicht alle erreicht.\r\nBilanzkreismodell\r\nDieses Modell ist heute schon möglich, und gilt unter anderem in der juristischen Einschätzung der Stiftung Umwelt- und Energierecht als die bisherige Erfüllung des Basisanwendungsfalls für Energy Sharing. Kern des Modells ist ein gemeinsamer Sharing-Bilanzkreis, in welchen alle Erzeugung der Gemeinschaft im Rahmen der Direktvermarktung eingestellt wird, und über welchen die Marktlokationen (MaLos) der Mitglieder versorgt werden. Das Bilanzkreismodell ist im Rahmen bestehender Regelungen und der aktuell verfügbaren Marktprozesse umsetzbar. Allerdings müssen alle Mitglieder denselben Lieferanten und Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) für ihre MaLos gewählt haben, eine Unterscheidung zwischen Sharing und Residualbelieferung ist nicht möglich, und somit auch keine freie Lieferantenwahl.\r\nDas Modell ist bisher wenig verbreitet, was nahelegt, dass es für Beteiligte und Interessenten nicht ausreichend attraktiv ist. Durch die Vollversorgung – also die Beschaffung der Residualmengen über den gleichen Bilanzkreis (BK), über den auch die Sharing-Mengen abgewickelt werden, unterliegt der Sharing-Lieferant allen Lieferantenpflichten; eine privilegierte Behandlung der Sharing-Mengen ist nicht möglich.\r\nMSB-Modell\r\nIn diesem Modell werden die Marktlokationen aller Mitglieder der Energiegemeinschaft von einem gemeinsamen Messstellenbetreiber (MSB) verwaltet. Dieser Sharing-MSB legt pro Abnahmestelle zwei MaLos an – eine für die Sharing-Mengen und eine für die Residualbelieferung. Anhand eines\r\nVerteilungsschlüssels berechnet er die Lastgänge der Sharing-MaLos und Residual-MaLos und leitet diese Lastgänge gemäß der bestehenden Prozesse an den zuständigen Verteilungsnetzbetreiber (VNB) weiter, welche die Lastgänge bilanziert: Die Lastgänge der Sharing-MaLos bucht der VNB auf den Sharing-BK der Energiegemeinschaft, die Lastgänge der Residual-MaLos auf den BK des vom jeweiligen Mitglied beauftragten Residuallieferanten.\r\nDieses Modell kann potenziell über mehrere Netzgebiete hinweg betrieben werden, da Bilanzkreise, insbesondere der Sharing-BK, nicht auf ein Netzgebiet beschränkt sind. Allerdings müssen alle Mitglieder Kunde desselben MSB sein, damit dieser alle Erzeugungslastgänge kennen und daraus die Aufteilung auf die Sharing-MaLos der Gemeinschaft berechnen kann. Nach den heute gültigen Regeln und Prozessen die vom MSB anzuwendenden Berechnungsformeln für Sharing- und Residual-MaLos vom jeweiligen VNB erstellt und an den MSB übermittelt werden müssen, damit dieser die Berechnungen für die Netznutzungsabrechnung der berechneten MaLos nachvollziehen kann. Das ist insofern eine Herausforderung, als dass für die netzgebietsübergreifende Anwendung neue Austauschprozesse zwischen den beteiligten VNB geschaffen werden müssten.\r\nDas MSB-Modell kann nicht ohne Weiteres mit gemeinschaftlicher Gebäudeversorgung (gGV) kombiniert werden, da jede MaLo separat behandelt wird – auch wenn sie Teil eines Gebäudes mit lokaler PV-Erzeugung ist.\r\nVNB-Modell\r\nIm Unterschied zum MSB-Modell ist hier der lokale Netzbetreiber zuständig für die Aufteilung der Sharing-Mengen auf Sharing-MaLos. Ein ähnliches Modell wird in Österreich bereits eingesetzt. Vorteil ist die geringere Komplexität an der Schnittstelle zwischen VNB und den MSB, sowie für die Mitglieder der Gemeinschaft die freie Wahl des MSB. Nachteilig hingegen ist die Monopolstellung des VNB, so dass die Ausgestaltung einer Energiegemeinschaft nicht wettbewerblich erfolgen kann, sondern im Detail reguliert werden müsste. Dementsprechend schwierig wären auch Energiegemeinschaften über Netzgebiete mehrerer VNBs hinweg.\r\nVirtuelle Bilanzierung\r\nDas Konzept der virtuellen Bilanzierung ermöglicht es, ein Bilanzierungsgebiet (BG) vom zu Grunde liegenden Netzgebiet zu abstrahieren und somit die Zuordnung von Energiemengen zu Bilanzkreisen über mehrere Netzgebiete hinweg einheitlich zu handhaben. Somit kann ein Bilanzierungsgebietsverantwortlicher (BGV) über mehrere Netzgebiete hinweg Erzeugung und Entnahmen auf Bilanzkreise aufteilen, um damit wettbewerblich und für mehrere VNBs gleichzeitig Energiegemeinschaften realisieren – unter Nutzung etablierter Prozesse Datenformate der Marktkommunikation (MaKo).\r\nUnserer Ansicht nach ist die virtuelle Bilanzierung das derzeit einzige praktisch umsetzbare Modell, das alle oben gestellten Anforderungen in vollem Umfang erfüllt und darüber hinaus noch “Reserven” bietet für weitere kundenorientierte Funktionalität, die von BGVs wettbewerblich zur Differenzierung genutzt werden können.\r\nDie Bilanzierung der Sharing Mengen ist dabei nicht zwingend. In der Beschreibung des Vorgehens oben werden nur die Residuallastgänge über jeweils eine Residual-MaLo identifiziert und bilanziert. Im Unterschied zu den anderen kurz vorgestellten Modellen (BK-Modell, MSB-Modell, VNB-Modell) ist es für die Konsistenz und Korrektheit der Bilanzkreisabrechnung nicht erforderlich, die Sharing-\r\nLastgänge einem Bilanzkreis zuzuordnen.6 Dies ist möglich – z.B. als zusätzlicher Nachweis gegenüber dem BIKO, dass die Sharing-Erzeugung in jeder Viertelstunde genau der Sharing-Entnahme entspricht. Wenn die Regelung für Energiegemeinschaften die Sharing-Mengen nicht als Belieferung betrachtet, sondern z.B. analog der Regelung zur gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung (gGV) als Überlassung, ist ein Bilanzkreis zur Abwicklung jedoch nicht zwingend.\r\nKritik und Diskussion der Umsetzung mit virtueller Bilanzierung\r\nIn Beratungen und Diskussionen des oben vorgestellten Modells haben wir einige wichtige Bedenken und Einwände kennengelernt. Diese stellen wir im Folgenden in eigenen Worten zusammen und legen unsere Einschätzung dar.\r\nWenige teure Lieferanten für den Residualbezug\r\nDie virtuelle Bilanzierung ermöglicht die freie Lieferantenwahl für den Residualbezug. Da dieser Residualbezug im vBG jedoch zwingend als Lastgang bereitgestellt und auf somit auf der Basis von Werten bilanziert wird, liegt das Beschaffungsrisiko komplett beim BKV des Lieferanten anstatt beim VNB7. Wegen des hohen Risikos könnte es daher sein, dass sich kaum BKV finden, welche bereit sind das Risiko zu tragen.\r\nDer Wandel von der SLP-Bilanzierung zur Bilanzierung auf der Basis von Werten ist notwendig für flexible Anlagen, also auch bei der Nutzung von Eigenerzeugung oder Sharing. Nur durch Bilanzierung der tatsächlichen Lastgänge können Preissignale bei Knappheit oder Überangebot wirksam werden. Dass diese Preissignale bei den Endkunden ankommen, ist vom Gesetzgeber gewünscht – wie die Verpflichtung von Lieferanten zum Angebot dynamischer Tarife zeigt. Lieferanten und deren BKV werden daher bald flächendeckend in der Lage sein, mit den Risiken aus der Bilanzierung von Werten umzugehen und entsprechende Tarifmodelle anbieten. Diese Lieferanten können mit den gleichen Verfahren zur Verbrauchsprognose auch Tarifmodelle für die Residualbelieferung anbieten. Je besser sie dabei das lokale Angebot von Wind und Sonne in ihren Modellen berücksichtigen, desto attraktiver ist ihr Angebot im Wettbewerb.\r\nFür Kunden einer Energiegemeinschaft steigen absehbar die Kosten pro kWh für die Residualbelieferung. Allerdings können sie den Großteil ihres Bedarfs günstiger über Sharing decken. Somit entsteht der gewünschte Anreiz für lokale Lastverschiebung zu Zeiten eines lokal hohen Angebots an EE-Erzeugung. Darüber hinaus entstehen Anreize, in einer Energiegemeinschaft in flexible Verbrauchsanlagen oder Speicher zu investieren, die durch die breitere Nutzerbasis besser ausgelastet werden können als Speicher für die reine Eigenbedarfsoptimierung im Eigenheim heute.\r\n\r\nKaum Abnehmer für die Vermarktung der Einspeisung\r\nDie Residualeinspeisung ist erst am Folgetag bekannt, nachdem Sharing- und gGV-Mengen aufgeteilt und somit die einzelnen Residuallastgänge berechnet sind. Diese Residualeinspeisung kann sehr schlecht prognostiziert werden, so dass sich für den abnehmenden Vermarkter (MPES-Rolle Lieferanten) ein hohes Markt- und Bilanzkreisrisiko ergibt. Es ist daher zweifelhaft, ob sich überhaupt Vermarkter für diese Residualmengen finden werden.\r\nInsgesamt nimmt mit der Netzintegration erneuerbarer Erzeugung die Volatilität an den Strommärkten zu, weil Prognosen auf der Grundlage von Sonne und Wind kurzfristiger sind als beim Einsatz fossiler Kraftwerke. Kernaufgabe der Energiewende ist, das Energiesystem für die Handhabung dieser Volatilität zu befähigen.\r\nDie Ausgangslage heute ist in dieser Hinsicht alles andere als optimal: Die Überschusserzeugung in Prosumer-Haushalten nach Eigenverbrauchsoptimierung wird zumeist nach EEG eingespeist und über Standard-Einspeiseprofile (SEP) prognostiziert. Das Bilanzierungsrisiko liegt beim VNB, das Marktrisiko trägt der ÜNB mit den bekannten Folgen negativer Börsenpreise. Wenn die Residualeinspeisung einer Energiegemeinschaft oder gGV weiterhin gemäß EEG zulässig ist, wird sich an dieser Situation nichts ändern.\r\nBei verpflichtender Direktvermarktung der Residualeinspeisung einer Energiegemeinschaft ergibt sich die Chance, besser mit der Volatilität der Erzeugung und des Prosumer-Verhaltens umzugehen. Das Risiko wird verschoben von der Allgemeinheit hin zum Vermarkter. Dadurch entsteht für diesen ein Anreiz zum vorausschauenden Energiemanagement der Erzeugungsanlagen der Gemeinschaft. Anstatt zu negativen Preisen einzuspeisen ist es sinnvoller, in Speicher für die Gemeinschaft zu investieren oder die Erzeugung angepasst auf den Bedarf der Gemeinschaft zu drosseln. Energiegemeinschaften und gGV leisten dadurch den gewünschten Beitrag zur lokalen Koordination von Erzeugung und Bezug ohne Notwendigkeit von Eingriffen durch den VNB.\r\nErsatz- oder Grundversorgung (EoG)\r\nWas passiert, wenn ein:e Kund:in für deren MaLo im virtuellen Bilanzierungsgebiet die Belieferung kündigt? Wer übernimmt dann die Ersatz- oder Grundversorgung?\r\nAnders als der zuständige Netzbetreiber (und somit im Unterschied zum MSB-Modell oder VNB-Modell) verfügt der Betreiber eines virtuellen Bilanzierungsgebiets nicht über ein natürliches Monopol. Egal ob im Rahmen der gGV oder einer Energiegemeinschaft – in beiden Fällen ist die Teilnahme freiwillig. Somit ist es möglich und sinnvoll, in diesem Vertrag den Kunden zum Abschluss eines Liefervertrages zu verpflichten, eine Default-Belieferung durch einen vom BGV gewählten Lieferanten vorzusehen, oder aus dem Modell 2 auszuscheiden. Die Ausgestaltung ist Sache des jeweiligen BGV.\r\nZum Wechsel einer MeLo aus einem vBG zurück in das Modell 1 sind die nötigen Prozesse in der Anwendungshilfe zur NZR EMob spezifiziert. Zum Ausscheiden aus einer Kundenanlage sind in der Mitteilung Nr. 42 der BNetzA ebenfalls die Prozesse und Datenformate festgelegt. Wenn Fristen nicht eingehalten werden oder aus anderen Gründen der Wechsel zurück ins Modell 1 nicht unverzüglich erfolgen kann, ist trotzdem die Energieversorgung sichergestellt. Sämtliche dann nicht bilanzierten Energiemengen gehen zu Lasten des Differenzbilanzkreises des BGV.\r\nIm Modell 1 besteht keine Notwendigkeit mehr zur Bilanzierung auf der Basis von Werten, so dass die zugehörige MaLo regulär als SLP beliefert werden kann und damit für den Lieferanten der EoG kein außergewöhnliches Risiko darstellt.\r\n\r\n1 Ladesäulen erfassen individuelle Ladevorgänge gemäß der Vorgaben für „Messgeräte im Anwendungsbereich der Elektromobilität“\r\n2 Zur Veranschaulichung gehen wir davon aus, dass die Erzeugungsanlage nur einspeist, also keinen Eigenverbrauch aufweist.\r\n3 Siehe MaBiS, Kapitel 3.4\r\n4 MaBiS, Kapitel 3.4: „Der BIKO informiert die Bundesnetzagentur, wenn für einen NB oder ÜNB im Laufe eines Jahres in mehr als drei Monaten eine DZR ausgewiesen wird, deren Energiemengen mehr als ein Prozent der Gesamtentnahme im jeweiligen BG (NB) bzw. in der RZ (ÜNB) im Monat entsprechen.”\r\n5 Siehe: Mitteilung Nr. 42 der BNetzA zu den Datenformaten zur Abwicklung der MaKo\r\n6 Allerdings fordert die MaBiS, dass „eine vollständige Zuordnung der in einem BG erzeugten und verbrauchten Energiemengen zu BK zu gewährleisten [ist]“.\r\n7 Bei der heute noch üblichen Belieferung auf der Basis von Profilen erscheint die Abweichung des aggregierten tatsächlichen Bezugs vom angenommenen Lastprofil über das DBA im Differenz-BK des Netzbetreibers und muss von diesem bewirtschaftet werden."},"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. 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Das stärkt den gesellschaftlichen Zusammenhalt, macht unsere Demokratie krisenfester und schafft Einkommen und Einnahmen für Bürger:innen und Kommunen.\r\nEnergy Sharing für die Bürgerenergie ist dafür ein unentbehrliches Instrument. Denn die Teilhabe der Bürger:innen\r\n● fördert die gesellschaftliche Akzeptanz und Beteiligung am Umbau des Energiesystems;\r\n● schafft Anreize, den Stromverbrauch an die Erzeugung der gemeinschaftlich genutzten Anlagen auszurichten;\r\n● erzeugt marktlich, volkswirtschaftlich wie auch netztechnisch positive Effekte und kann dazu beitragen, schneller mehr erneuerbare Erzeugung und mehr neue, flexible Stromverbraucher in das bestehende Stromnetz zu integrieren;\r\n● kann durch die Regionalisierung von Stromerzeugung und -verbrauch dazu beitragen, dass weniger Energie-Infrastruktur benötigt und somit ein positiver Beitrag zum Naturschutz erzielt wird;\r\n● stellt die Nutzung von Flexibilitätspotenzialen zur Förderung der Digitalisierung und Beschleunigung des Transformationsprozesses sicher;\r\n● steigert das Interesse am Bau von EE-Anlagen und mobilisiert damit private wie öffentliche Investitionen;\r\n● stellt die lokale Wertschöpfung und die gerechtere Verteilung dieser sicher;\r\n● bringt die Demokratieförderung im Energiesystem voran.\r\n\r\nDie Europäische Union hat das Potential von Energy Sharing in Bürgerenergiegesellschaften1 (BEGen) erkannt und bereits 2019 in Art. 22 der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED II) mit einer Umsetzungsfrist bis Mitte 2021 verankert. Die Frist lief ohne entsprechende Umsetzung in deutsches Recht ab. Die Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie (EMD), die im April 2024 vom Europäischen Parlament beschlossen wurde, spezifiziert zentrale Aspekte des Energy Sharing und weitet das Recht auf Energy Sharing auf alle aktiven Kund:innen aus. Die Rolle von BEGen beim Energy Sharing erkennt die Richtlinie in Art. 15a Abs. 10 EMD jedoch explizit an. Daher ist es dringend notwendig, dass bei der Umsetzung von Energy Sharing nach EMD Art. 15a in Deutschland auch BEGen berücksichtigt werden.\r\nIm Folgenden finden Sie unsere wichtigsten Forderungen mit Blick auf die Umsetzung von Energy Sharing als Teilversorgungsmodell im Rahmen der Umsetzung von Art. 15a EMD:\r\n\r\n1. Wenn Energy Sharing politisch und gesetzgeberisch wirklich ernsthaft gewollt ist, muss die Wirtschaftlichkeit für Energy Sharing Modell sichergestellt werden. Die Wirtschaftlichkeit von Energy Sharing kann entweder durch die Zahlung einer Prämie (für genauere Details zur Prämie bei Vollversorgungsmodellen siehe hier auf S. 7 und für Teilversorgungsmodelle siehe hier auf S. 3, 4) oder durch reduzierte Strompreisnebenkosten hergestellt werden. Ohne Wirtschaftlichkeit wird Energy Sharing als Geschäftsmodell praktisch und unternehmerisch noch weniger realisiert werden als Mieterstrom, weil Mieterstrom wenigstens eine kleine Förderung nach dem EEG erhält.\r\n2. Energy Sharing muss sowohl als Teilversorgung als auch als Vollversorgung über Verteilnetzgrenzen mehrere Netzgebiete hinweg möglich sein.\r\n3. Energy Sharing war von Anfang an ein Konzept für Bürgerenergiegemeinschaften, Bürgerenergieakteure und Energiegenossenschaften (Art. 22 Erneuerbare-Energien-Richtlinie). Dies wird in Art. 15a Abs. 10 EMD noch einmal bestätigt, weil auch mit Blick auf Energy Sharing ein „level playing field“ für Bürgerenergiegemeinschaftenakteure und Energiegenossenschaften geschaffen werden muss.\r\n4. Mit Blick auf die Akteure, die Energy Sharing umsetzen dürfen, sollte daher explizit auf Zusammenschlüsse wie z.B. Bürgerenergiegemeinschaften und Energiegenossenschaften verwiesen werden. Ferner sollten Unternehmen, die größer als KMUs sind, vom Recht auf Energy Sharing ausgeschlossen werden.\r\n5. Aus unserer Sicht sollte ferner der Handlungsspielraum für den Wegfall von Stromlieferantenpflichten gemäß Art. 15a Abs. 4 S. 1 (c), S. 2 EMD bei Einzelhaushalten bis 30 kW und für Mehrparteiengebäude, also Mehrfamilienhäuser, Gewerbeblocks, öffentliche Gebäude usw., bis 100 kW vollständig gesetzgeberisch ausgeschöpft werden.\r\n6. Wir lehnen eine Leistungsgrenze für Erneuerbare-Energien-Anlagen, die dafür sorgt, dass Windenergie-an-Land- und Photovoltaik-Freiflächen-Projekte von Energy Sharing-Gemeinschaften ausgeschlossen werden, ab. Denn gerade diese Projekte sind auf die Akzeptanz der örtlichen Bevölkerung besonders angewiesen.\r\n7. Zur besseren und schnelleren Etablierung von Energy Sharing sollten Musterverträge zentral erarbeitet und bereitgestellt werden.\r\n8. Ferner sollte eine Zentrale (Info-)Anlaufstelle für Energy Sharing wie in Österreich eingerichtet werden, die z.B. bei der Umsetzung von Energy Sharing unterstützt, bei der Erarbeitung von Musterverträgen.\r\n9. Die für Energy Sharing notwendigen Prozesse, Formate, Marktrollen und Verantwortlichkeiten müssen unverzüglich zum nächsten Formatwechsel nach Verabschiedung festgelegt werden, d.h. dem 1. April 2025. Zur Beschleunigung sollte die Marktkommunikation zuerst nur für ein Verteilnetzgebiet umgesetzt werden und im zweiten Schritt verteilnetzübergreifend. Hierbei müssen die Verbände der Energy Sharing Akteure beteiligt werden. Die Bundesgeschäftsstelle Energiegenossenschaften beim DGRV und das Bündnis Bürgerenergie bieten ihre Beteiligung hierbei an.\r\n10. Die Marktkommunikation sollte sowohl normal wie auch virtuell umgesetzt werden. Schlussendlich muss Energy Sharing verteilnetzübergreifend umgesetzt werden und möglich sein. Hierfür und generell für die Umsetzung von Energy Sharing kann man auf die virtuelle Bilanzierung nach der von der BNetzA festgelegten Netzzugangsregelung zur ladevorgangsscharfen bilanziellen Energiemengenzuordnung für die Elektromobilität (NZR EMob) gemäß BK6-20-160 mit zugehörigen Prozessen und Datenformaten der Marktkommunikation und Anwendungshilfe zurückgreifen. Für die detaillierte Ausgestaltung verweisen wir auf das Papier „Energy Sharing: Eine Umsetzungsoption mit virtueller Bilanzierung“ im Anhang.\r\n11. Wie bei der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung muss der Überschussstrom der Energy Sharing Akteure weiterhin nach dem EEG gefördert werden.\r\n12. Die Energy Sharing Teillieferung aus der EE-Anlage sollte analog zum Eigenverbrauch von dem gemessenen (gesamt-) Verbrauch abgezogen werden. Dann ergibt sich rechnerisch der Residualverbrauch.\r\n13. Gesetzlich sollte die Festlegungskompetenz der Bundesnetzagentur (BNetzA) in § 21 Abs. 3 f) Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) für Energy Sharing angepasst werden, so dass individuelle Netzentgelte für Energy Sharing Stromengen, d.h. für zeitgleich produzierte und verbrauchte Energy Sharing Strommengen, bei Netzentlastung und/oder Nichtnutzung des Übertragungsnetzes durch die BNetzA festgelegt werden können. Im Rahmen von Energy Sharing sind aus unserer Sicht reduzierte Netzentgelte gerechtfertigt, wenn Energy Sharing netzentlastend wirkt. Ferner müssen keine Übertragungsnetzentgelte gezahlt werden, weil bei Energy Sharing auf Verteilnetzebene die Übertragungsnetzebene nicht genutzt werden und damit keine Entgelte gerechtfertigt sind.\r\nGesetzesvorschlag für einen entsprechend angepassten § 21 Abs. 3 f) EnWG (Anpassungen sind kursiv und hervorgehoben):\r\n“f) zu individuellen Netzentgelten bei Sonderformen der Netznutzung wie Energy Sharing nach § [...] (Hinweis: entsprechenden Energy Sharing Paragrafen einfügen) sowie zur Vermeidung von Direktleitungsbauten, insbesondere Bestimmungen zu\r\naa) möglichen Ausprägungen von Sonderformen der Netznutzung,\r\nbb) den Voraussetzungen für die Ermittlung von individuellen Netzentgelten sowie einer Genehmigung und Untersagung,\r\ncc) Art, Inhalt, Umfang und Format der Informationen, die vom Netzbetreiber oder Netznutzer bei der Beantragung individueller Netzentgelte zu übermitteln sind,\r\ndd) Art, Inhalt, Umfang und Format der Informationen, die vom Netzbetreiber im Falle einer Genehmigung individueller Netzentgelte zu veröffentlichen sind,\r\nee) reduzierte Netzentgelte bei Energy Sharing nach § (Hinweis: entsprechenden Paragrafen einfügen),\r\nff) Nichtzahlungen von Übertragungsnetzentgelten bei Energy Sharing nach § (Hinweis: entsprechenden Paragrafen einfügen),”\r\n14. Für Teilnehmende von Energy Sharing Projekten sollte die Preisobergrenzen des optionalen Einbaufalls entsprechend § 30 Abs. 3 Messtellenbetriebsgesetz gelten, um die Messsystemkosten für Teilnehmende zu begrenzen und keine Hürden aufzubauen. Dabei muss insbesondere auch die Datenübertragung an den Energy Sharing Organiser als verantwortliche Stelle miteingeschlossen werden, entweder in der Marktrolle Lieferant bei Umsetzung mit Vollversorgung oder in der Marktrolle Netz als Bilanzierungsverantwortlicher.\r\n15. Ferner ist die damit verbundene Datenkommunikation durch den Messstellenbetreiber zur Bereitstellung von Messdaten an relevante Marktpartner als Standardleistung nach § 34 Abs. 1 MsbG zu fassen.\r\n16. Für den detaillierten Vorschlag zur Umsetzung von Energy Sharing als Vollversorgungsmodell verweisen wir auf unseren Vorschlag vom Sommer 2023, den das Bündnis Bürgerenergie, der Bundesverband Erneuerbare Energie und die Bundesgeschäftsstelle Energiegenossenschaften beim DGRV zusammen mit anderen Akteuren erarbeitet hat.\r\n17. Für detailliertere Vorschläge zur Umsetzung von Energy Sharing als Teilversorgungsmodell verweisen wir auf das gemeinsame Positionspapier vom Bündnis Bürgerenergie und der Bundesgeschäftsstelle Energiegenossenschaften beim DGRV vom 23. Mai 2024.\r\n\r\n1 Die Bürgerenergiegesellschaft nach EEG § 3 Nr. 15 ist die Umsetzung im nationalen Recht der Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften und Bürgerenergie-Gemeinschaften aus dem EU-Recht."},"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. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-07-29"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0002158","regulatoryProjectTitle":"Einführung von Energy Sharing","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/de/6c/387743/Stellungnahme-Gutachten-SG2412160036.pdf","pdfPageCount":7,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nAcht-Punkte-Plan Energy Sharing für die Bürgerenergie\r\nEnergy Sharing ermöglicht die gemeinsame Nutzung von Strom. Im Kleinen kann Strom in der Nach-barschaft geteilt werden. Im Großen kann Strom aus gemeinschaftlich in Wind- und Solarparks ge-nutzt werden – Anlagen, bei denen die Akzeptanz oft eine Herausforderung ist.\r\nAcht-Punkte-Plan Energy Sharing\r\n1. EU-Richtlinien umsetzen ................................................................................................................. 2\r\n2. Akteurskreis definieren ................................................................................................................... 2\r\n3. Regionalität garantieren .................................................................................................................. 2\r\n4. Wirtschaftlichkeit sicherstellen ....................................................................................................... 3\r\n5. Flexibilität heben: Energy Sharing als Pflichtanwendungsfall für Smart-Meter-Einbau ................. 4\r\n6. Marktkommunikation und Bilanzierung festlegen .......................................................................... 5\r\n7. Rolle des Energy Sharing Organisers definieren ............................................................................. 5\r\n8. Musterverträge und zentrale Anlaufstelle für Energy Sharing etablieren ...................................... 7\r\nProlog: Warum ist Energy Sharing ein wichtiger Baustein für das zukünftige Energiesystem?\r\nEnergy Sharing kann bei richtiger Ausgestaltung systemdienlich sein, denn das Konzept\r\n-\r\nerzeugt marktlich, volkswirtschaftlich wie auch netztechnisch positive Effekte und kann dazu beitragen, schneller mehr erneuerbare Erzeugung und mehr neue, flexible Stromverbraucher in das bestehende Stromnetz zu integrieren;\r\n-\r\nsteigert das Interesse am Bau von EE-Anlagen und mobilisiert damit private wie öffentliche Investitionen;\r\n-\r\nschafft Anreize, den Stromverbrauch an die Erzeugung der gemeinschaftlich genutzten Anla-gen auszurichten;\r\n-\r\nstellt die lokale Wertschöpfung und die gerechtere Verteilung dieser sicher;\r\n-\r\nstellt die Nutzung von Flexibilitätspotenzialen zur Förderung der Digitalisierung und Beschleu-nigung des Transformationsprozesses sicher;\r\n-\r\nfördert die gesellschaftliche Akzeptanz und Beteiligung am Umbau des Energiesystems;\r\n-\r\nkann durch die Regionalisierung von Stromerzeugung und -verbrauch dazu beitragen, dass we-niger Energie-Infrastruktur benötigt und somit die Netzausbaukosten sinken;\r\n-\r\nbringt die Demokratieförderung im Energiesystem voran.\r\n2\r\nAcht-Punkte-Plan im Detail\r\n1. EU-Richtlinien umsetzen\r\nDie Europäische Union hat das Potential von Energy Sharing in Bürgerenergiegesellschaften erkannt und bereits 2019 in Art. 22 der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED II) mit einer Umsetzungsfrist bis Mitte 2021 verankert. Die Frist lief ohne entsprechende Umsetzung in deutsches Recht ab. Die Elekt-rizitätsbinnenmarktrichtlinie Richtlinie EU 2024/1711 spezifiziert zentrale Aspekte des Energy Sharing und schreibt die Rolle von Bürgerenergiegesellschaften bei Energy Sharing fest.\r\n2. Akteurskreis definieren\r\nNeben Haushalten, KMUs (kleinen und mittleren Unternehmen) und Kommunen (definiert als active customers1) müssen Bürgerenergiegesellschaften oder eine juristische Person öffentlichen Rechts Energy Sharing umsetzen dürfen. Da Energy Sharing auf die Teilhabe und Akzeptanz der Bürger*innen abzielt, sollten Unternehmen, welche größer als KMUs (gemäß der europäischen Definition Artikel 3 des Anhangs I der Verordnung (EU) Nr. 651/2014 der Kommission vom 17. Juni 2014 (ABl. L 187 vom 26.6.2014, S. 1)) sind, in der Umsetzung in deutsches Recht vom Recht auf Energy Sharing ausgeschlos-sen werden. Großunternehmen haben aus unserer Sicht bereits ausreichende Möglichkeiten, selbst am Energiemarkt aktiv zu werden. Großunternehmen können jedoch bei der Umsetzung als Dienstleis-ter unterstützen.\r\n3. Regionalität garantieren\r\nDie Akzeptanz von großen Wind- und Solarparks ist eine besondere Herausforderung bei der Energie-wende. Bürgerenergiegesellschaften stellen einen effektiven Hebel dar, um Bürger*innen in solche Großprojekte einzubinden. Daher empfehlen wir dringend, dass Energy Sharing an Abnahmestellen in Postleitzahlengebieten, die sich ganz oder teilweise im Umkreis von 50 Kilometern um die Gemeinde befinden, in dem sich der Standort der Anlage befindet, möglich ist. Wir empfehlen diesen Radius auch deshalb, weil er für die Umsetzung auf bereits etablierte Infrastruktur und Prozesse über das Regionalnachweisregister aufsetzt und so keine zusätzlichen Transaktionskosten anfallen. In dem 50 Kilometerradius muss auch die Mittel- und oder Hochspannungsebene in Energy Sharing eingebunden werden können, um auch große Wind- und Solarparks einbinden zu können.\r\n1 Aktiver Kunde ist nach Artikel 2 Nummer 8 der Richtlinie (EU) 2019/944 ein Endkunde oder eine Gruppe ge-meinsam handelnder Endkunden, der bzw. die an Ort und Stelle innerhalb definierter Grenzen oder — sofern ein Mitgliedstaat es gestattet — an einem anderen Ort erzeugte Elektrizität verbraucht oder speichert oder ei-generzeugte Elektrizität verkauft oder an Flexibilitäts- oder Energieeffizienzprogrammen teilnimmt, sofern es sich dabei nicht um seine bzw. ihre gewerbliche oder berufliche Haupttätigkeit handelt.\r\n3\r\n4. Wirtschaftlichkeit sicherstellen\r\nDie Wirtschaftlichkeit von Energy Sharing kann über den Wegfall für Lieferantenverpflichtungen, die Zahlung einer Prämie und über angemessene Übertragungsnetzentgelte gesichert werden.\r\na.\r\nWegfall Lieferantenpflichten\r\nDer Wegfall von Lieferantenverpflichtungen bei Energy Sharing sollte im Einklang mit dem EU-Recht maximal ausgeschöpft werden. Somit sollte er für Einzelhaushalte bis 30 kW und für Mehrparteiengebäude (Mehrfamilienhäuser, Gewerbeblocks, öffentliche Gebäude etc.) bis 100 kW entfallen. Folgende Lieferantenverpflichtungen sollten aus unserer Sicht bis zu den genannten Schwellenwerten entfallen:\r\n▪\r\n§§ 5 und 40 bis 42 EnWG\r\n▪\r\nBilanzierungspflichten (der ESO soll die Rolle des Bilanzierungsgebietsverant-wortlichen übernehmen - nur bei Vollversorgungsmodellen oder Teilversor-gungsmodellen über den genannten Schwellenwerten soll der ESO auch die Rolle des Lieferanten inklusive aller Lieferanten- und Bilanzierungspflichten übernehmen; siehe dazu Punkt 7. c.).\r\nb.\r\nZahlung einer Prämie\r\nMit Energy Sharing können bei richtiger Ausgestaltung systemdienliche und akzeptanzstei-gernde Effekte entstehen (s. oben). Um Energy Sharing anzureizen, empfehlen wir daher die Auszahlung einer Prämie2 für den von der Gemeinschaft zeitgleich zur Produktion ge-nutzten Strom (Energy Sharing-Anteil).\r\nc.\r\nAngemessene Netzentgelte für Energy Sharing\r\naa. Netzentgelte bei Nichtnutzung des Übertragungsnetzes erlassen\r\nGesetzlich sollte die Festlegungskompetenz der Bundesnetzagentur in § 21 Abs. 3f) Energiewirtschaftsgesetz für Energy Sharing angepasst werden, sodass individuelle Netzentgelte für Energy Sharing-Strommengen, d.h. für zeitgleich produzierte und ver-brauchte Energy Sharing Strommengen, bei Nichtnutzung des Übertragungsnetzes festgelegt werden können. Im Rahmen von Energy Sharing müssen aus unserer Sicht keine Übertragungsnetzentgelte gezahlt werden, weil bei Energy Sharing auf Verteil-netzebene die Übertragungsnetzebene nicht genutzt werden und damit keine Entgelte gerechtfertigt sind.\r\nGesetzesvorschlag für einen entsprechend angepassten § 21 Abs. 3 f) EnWG\r\n(Anpassungen sind fett hervorgehoben):\r\n“f) zu individuellen Netzentgelten bei Sonderformen der Netznutzung wie Energy Sharing nach § [...] (Hinweis: entsprechenden Paragrafen einfügen) sowie zur Vermeidung von Direktleitungsbauten, insbesondere Bestimmungen zu\r\n2 Studie Energy Brainpool, 2023\r\n4\r\naa) möglichen Ausprägungen von Sonderformen der Netznutzung,\r\nbb) den Voraussetzungen für die Ermittlung von individuellen Netzentgelten sowie einer Genehmigung und Untersagung,\r\ncc) Art, Inhalt, Umfang und Format der Informationen, die vom Netzbetreiber oder Netznutzer bei der Beantragung individueller Netzentgelte zu übermitteln sind,\r\ndd) Art, Inhalt, Umfang und Format der Informationen, die vom Netzbetreiber im Falle einer Genehmigung individueller Netzentgelte zu veröffentlichen sind,\r\nee) reduzierte Netzentgelte bei Energy Sharing nach § (Hinweis: entsprechen-den Paragrafen einfügen),\r\nff) Nichtzahlungen von Übertragungsnetzentgelten bei Energy Sharing nach § (Hinweis: entsprechenden Paragrafen einfügen) aufgrund der Nichtnut-zung der Übertragungsnetze”\r\nbb. Reduzierung der Netzentgelte für Energy Sharing analog zum Industriestrom-preis\r\nIm Lichte der Diskussion über wettbewerbsfähige Industriestrompreise sollte eine Re-duzierung der Netzentgelte nicht nur die Industrie, sondern auch die Energy-Sharing-Teilnehmer*innen finanziell entlasten und eine gleichberechtigte Teilhabe ermögli-chen. Hier bietet sich eine stärkere Reduzierung der Netzentgelte für Energy Sharing-Teilnehmer*innen im Vergleich zu anderen Netznutzer*innen an. Die Netzentgeltre-duktion kann damit gerecht fertigt werden, dass Energy Sharing, wie oben ausgeführt, die Akzeptanz eines neuen Anlagenbaus steigern, zusätzliche privaten Investitionen aktivieren und netzpositive Effekte mit sich bringen würde.\r\n5. Flexibilität heben: Energy Sharing als Pflichtanwendungsfall für Smart-Meter-Ein-bau\r\nEnergy Sharing kann verhaltenslenkend sein. Zum einen führt ein Angebotsüberschuss an Erneuerba-rer Energie im unmittelbaren lokalen Zusammenhang zu einer Strompreisreduktion. Zum anderen zahlt sich der lokale Einsatz von flexiblen Stromverbrauchern und Stromspeichern aus. Damit sorgt Energy Sharing für mehr Transparenz im Energiesystem und fördert ein gesellschaftliches Verständnis für Energieverfügbarkeit (und Energieknappheit). Dies ist ein wesentlicher Baustein für eine nachhaltig ausgestaltete, resiliente Energieversorgung.\r\nVoraussetzung zur Erkennung und Nutzung von Flexibilitätspotentialen ist entsprechende Messtech-nik bei allen teilnehmenden Verbrauchsstellen und Erzeugungsanlagen. Energy Sharing-Nutzer*innen sollten daher als Pflichtanwendungsfälle im Sinne des Gesetzes zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende gelten und prioritär beim Einbau von Smart Metern behandelt werden.\r\n5\r\n6. Marktkommunikation und Bilanzierung festlegen\r\nFür die bundesweite Einführung von Energy Sharing sind einheitliche messtechnische Anforderungen und Messkonzepte für alle Verteilnetzgebiete notwendige Erfolgsbedingungen. Hier gibt es zwei Op-tionen:\r\na.\r\nMarktkommunikation standardisieren\r\nDie für Energy Sharing notwendigen Prozesse, Formate, Marktrollen und Verantwortlichkeiten müssen unverzüglich zum nächsten Formatwechsel nach Verabschiedung des Gesetzes zu Energy Sharing festgelegt werden. Ziel muss es sein, dass die Marktkommunikation verteilnetzübergrei-fend umgesetzt wird. Dabei könnte eine bundeseinheitliche Plattform wie in dem § 20b des Refe-rentenentwurfs zur EnWG-Novelle eine wichtige Rolle spielen, um z.B. Wechselprozesse einheit-lich umzusetzen. Zudem ist zu prüfen, ob eine verteilnetzübergreifende Marktkommunikation über eine solche Plattform laufen könnte. Im Prozess der Standardisierung sollten Verbände der Energy Sharing Akteure beteiligt werden. Wir bieten unsere Beteiligung hierbei an.\r\nb.\r\nVirtuelle Bilanzierung nutzen\r\nUm zeitliche Verzögerungen in der Einführung von Energy Sharing zu vermeiden und bestehende Instrumente zu nutzen, könnte auf die virtuelle Bilanzierung nach der von der BNetzA festgelegten Netzzugangsregelung zur ladevorgangsscharfen bilanziellen Energiemengenzuordnung für die Elektromobilität (NZR EMob) gemäß BK6-20-160 mit zugehörigen Prozessen und Datenformaten der MaKo und Anwendungshilfe zurückgegriffen werden.3\r\n7. Rolle des Energy Sharing Organisers definieren\r\nDer Energy Sharing Organiser (ESO) wird von der EMD als neue Marktrolle eingeführt. Er soll von Energy Sharing-Anwender*innen beauftragt werden können, um Datenkommunikation mit Netzbe-treibern und weiteren Marktakteuren zu betreiben, sowie ggf. abrechnungs- und bilanzierungsrele-vante Daten zu bearbeiten und mit relevanten Marktpartnern zu teilen. Diese neue Rolle bietet erheb-liches Vereinfachungspotential und gleichzeitig große Freiheitsgrade. Der ESO übernimmt je nach Voll- oder Teilversorgung unterschiedliche Funktionen.\r\na.\r\nVollversorgungsmodell: In Vollversorgungsmodellen übernimmt der ESO die Rolle des Liefe-ranten als Dienstleister, inklusive aller Lieferanten- und Bilanzierungspflichten.\r\nb.\r\nTeilversorgungsmodelle mit Lieferantenverpflichtungen: In Teilversorgungsmodellen, für die keine Ausnahme der Lieferantenverpflichtungen gelten, übernimmt der ESO die Rolle des Lie-feranten als Dienstleister, inklusive aller Lieferanten- und Bilanzierungspflichten.\r\n3 Energy Sharing Umsetzungsoption virtuelle Bilanzierung, 2024.\r\n6\r\nc.\r\nTeilversorgungsmodell ohne Lieferantenverpflichtungen: In Teilversorgungsmodellen ohne Lieferantenverpflichtungen, d.h. für Anlagen bis 30 kW bei Einzelhaushalten sowie bis 100 kW bei Mehrparteiengebäuden, übernimmt der ESO die Rolle des Bilanzierungsgebietsver-antwortlichen, der im Auftrag der Teilnehmenden die Messwertzuordnung zu Bilanzkreisen teilnehmender Lieferanten sowie zur Sharingversorgung übernimmt.\r\nDie vollständigen Rechte und Pflichten des ESO im Teilversorgungsmodell ohne Lieferan-tenverpflichtungen:\r\nDer ESO beantragt beim jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber bzw. Bilanzkreiskoordina-tor (ÜNB/BIKO) die Einrichtung eines regelzonenweiten Bilanzierungsgebiets, das vom ESO wirtschaftlich verantwortet wird. Insbesondere bewirtschaftet der ESO einen Bilanzkreis, dem der BIKO ggf. entstehende Differenzmengen aus dem Bilanzierungsgebiet des ESO zuordnen kann und trägt das Risiko des Differenzbilanzaggregats bzw. der Differenzbilanz-kreisbewirtschaftung. Der ESO meldet gegenüber dem jeweiligen VNB die Übergabestellen an, deren Verbrauchsstellen am Energy Sharing teilnehmen sollen. Die Energieflüsse wer-den entsprechend der messtechnischen Anforderungen mit viertelstündlicher Auflösung (RLM oder Zählerstandsgangmessung) gemessen. Mit der Anmeldung werden Energief-lüsse über die betreffende Übergabestelle vom Verteilnetzbetreiber bilanziell als Energie-austausch zwischen dem Bilanzierungsgebiet des VNB und dem Bilanzierungsgebiet des ESO behandelt.\r\nVNB und ESO stimmen die aus den Messwerten aller Übergabestellen gebildete viertel-stundenscharfe Netzzeitreihe ab und tauschen diese entsprechend des MaBiS-Kapitels “Austauschprozesse zur Netzgangzeitreihe und Netzzeitreihe” mit dem BIKO aus. Der ESO kommuniziert hierzu in der Marktrolle Netz.\r\nEs liegt in der Verantwortung des ESO bzw. dessen Dienstleister, dass\r\n-\r\nalle Energiemengen in seinem Bilanzierungsgebiet in jeder Viertelstunde vollständig zu Bilanzkreisen zugeordnet werden, für Energy Sharing-Teilnehmende also jeweils die Zuordnung zum Energy Sharing-Verbrauch und zum Reststrombezug erfolgt;\r\n-\r\nalle Pflichten eines aggregationsverantwortlichen Netzbetreibers diesbezüglich erfüllt werden;\r\n-\r\netwaige Restmengen im Bilanzierungsgebiet des ESO (Differenzbilanzaggregat) zu Las-ten des ESO auf den von ihm gegenüber dem BIKO benannten Bilanzkreis gebucht wer-den können.\r\nNicht im Energy Sharing genutzte Einspeisemengen werden entsprechend der Vorgaben des jeweiligen Anlagenbetreibers bzw. der gesetzlichen Anforderungen als EEG-Einspeisung oder im Rahmen der Direktvermarktung bilanziert. Der ESO übermittelt dazu zu jeder Viertelstunde Einspeisedaten an den Direktvermarkter, bei Anlagen bis 100 kWp insbesondere an die Über-tragungsnetzbetreiber. Auf der Basis der Netzgangzeitreihe können auf Grundlage aktuell be-stehender Prozesse die Verbrauchsdaten der teilnehmenden Stellen bis 10 Uhr am Folgetag zur Verfügung gestellt werden.\r\nAufgrund der höheren zeitlichen Auflösung der Daten der Einspeisung und der Anforderungen der Bilanzkreisbewirtschaftung unter anderem für Direktvermarkter sollte insbesondere auch\r\n7\r\nin der Weiterentwicklung der Systemdienstleistungen mit intelligentem Messsystem darauf hingearbeitet werden, dass auch für Verbrauchsdaten bilanzierungsrelevante near-real-time Daten übermittelt werden können.\r\nDie Belieferung der Energy Sharing-Teilnehmenden mit Reststrom erfolgt durch einen Liefe-ranten ihrer Wahl. Die Reststrom-Belieferung von Energy Sharing-Teilnehmenden im Rahmen von Teilversorgungsmodellen ohne Lieferantenverpflichtungen ist dabei vergleichbar mit der Belieferung von Einzel- bzw. Mehrparteiengebäuden mit Eigenversorgung aus einer Photovol-taikanlage. Energy Sharing stellt damit einen erweiterten Anwendungsfall der bereits beste-henden Belieferung von Verbrauchsstellen mit einer Photovoltaikanlage dar. Ebenso ist die Vermarktung von Einspeisemengen vergleichbar mit der Weiterentwicklung der bereits etab-lierten Vermarktung von Restmengen aus Anlagen mit Eigenversorgung hinter dem Netzver-knüpfungspunkt.\r\n8. Musterverträge und zentrale Anlaufstelle für Energy Sharing etablieren\r\nZur Erleichterung der praktischen Umsetzung sollen mit der Bereitstellung von Musterverträgen (Art. 15a Abs. 4d Richtlinie EU 2024/1711) einheitliche Standards etabliert werden. Zudem sollte eine zent-rale Anlaufstelle insbesondere die Beratung zu Energy Sharing anbieten. Vorbild könnte hier die Öster-reichische Koordinationsstelle für Energiegemeinschaften sein.\r\nAnsprechpartnerinnen:\r\nValérie Lange\r\nReferentin Energiepolitik und -wirtschaft\r\nBündnis Bürgerenergie e.V.\r\nvalerie.lange@buendnis-buergerenergie.de\r\n+49 (0) 179 4159636 Marienstr. 19/20 • 10117 Berlin\r\nViola Theesfeld\r\nReferentin Energiepolitik und -wirtschaft\r\nBündnis Bürgerenergie e.V.\r\nViola.Theesfeld@buendnis-buergerenergie.de\r\n+49 (0)155 60368652\r\nMarienstr. 19/20 • 10117 Berlin"},"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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Hierbei fallen Netzentgelte und Abgaben wie bei allen anderen Stromlieferungen an, ausgenommen ist die Stromsteuer für Anlagen bis 2 MW und in einem räumlichen Zusammenhang von i.d.R. bis zu 4,5 km.\r\nWoher kommt das Konzept?\r\nEnergy Sharing stammt aus der Erneuerbare-Energien-Richtlinie und der Elektrizitätsbinnenmarkt-Richtlinie der Europäischen Union (EU). Damit will die EU Bürgerenergie stärken, die Energiewende demokratisieren und Energiekosten für die Teilnehmenden senken.\r\nWas regelt das neue Gesetz (§42c EnWG) zu Energy Sharing?\r\n• Teilversorgungsmodell: Energy Sharing deckt nur den Teil des Strombedarfs ab, der zeitgleich erzeugt wird bzw. zwischengespeichert wurde. Eine Reststrombelieferung muss nicht erfolgen.\r\n• Gebiet/Radius: Ab Juni 2026 kann Energy Sharing innerhalb eines Bilanzierungs-gebiets umgesetzt werden, ab Juni 2028 auch in benachbarten Bilanzierungs-gebieten.\r\n• Teilnehmende:\r\no Betreiber der Anlage: Natürliche Personen sowie rechtsfähige Personengesellschaften und juristische Personen des Privatrechts (u. a. Bürgerenergiegemeinschaften), deren sämtliche Mitglieder Letztverbraucher oder juristische Personen des öffentlichen Rechts sind. Als Letztverbraucher gelten natürliche Personen und juristische Personen, letztere jedoch nur wenn sie kleine und mittlere Unternehmen (KMU) sind und sofern der Betrieb der Anlage nicht überwiegend der gewerblichen oder selbständigen Tätigkeit der Mitglieder dient.\r\no Abnehmende: Andere Letztverbraucher. Bei juristischen Personen nur KMU.\r\n• 2-Vertragsmodell:\r\no Liefervertrag zwischen Betreiber und Abnehmenden\r\no Vertrag zur gemeinsamen Nutzung (regelt Energiemengen, Verteilungs-schlüssel, ggf. Vergütung)\r\n• Technische Vorgaben: ¼h-Bilanzierung von Stromerzeugung und -verbrauch\r\n• Dienstleister: Einbindung u.a. für Betrieb der Anlage, Abschluss und Abrechnung der Verträge sowie die Erfüllung der Netzzugangs-Pflichten möglich\r\n• Ausnahmen von bestimmten Lieferantenpflichten (§§ 5 und 40 bis 42 EnWG) für Haushalte bis 30 kW installierter Leistung, bzw. Mehrparteienhäuser bis 100 kW.\r\nPraktische Herausforderungen\r\n• Wirtschaftlichkeit: bürokratischer und messtechnischer Aufwand kann Rentabilität der Anlagen mindern.\r\n• Marktkommunikation (MaKo): Abwicklung erfordert Datenabgleich auf 1/4-Stunden-Basis und Integration in Systeme der Verteilnetzbetreiber (VNB).\r\n• Überschüssiger Strom kann eine EEG-Förderung erhalten, eine Einspeisevergütung jedoch nur bei fixer prozentualer Aufteilung von Energy Sharing und Überschuss-Vermarktung. Bei flexibler prozentualer Aufteilung gilt eine Direktvermarktungspflicht.\r\nQuelle: BBEn"},"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":"2025-11-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012374","regulatoryProjectTitle":"Einführung eines Energiewende-Teilhabe-Gesetzespakets: Energiewende für die Menschen vor Ort","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c4/79/358955/Stellungnahme-Gutachten-SG2409260071.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":"Gesetzespaket für mehr Teilhabe: Energiewende für die Menschen vor Ort\r\n\r\nDemokratisch und dezentral für eine sozial gerechte und ökologische Energiewende\r\n\r\nDie Bundesregierung ist mit dem Anspruch gestartet, Deutschland mit einer ambitionierten Klimapolitik auf den 1,5-Grad-Pfad zu bringen und einen respektvollen Umgang mit den Bürgerinnen und Bürgern zu pflegen. Es wird deutlich, dass die erforderlichen Transformationsschritte enorme Veränderungen mit sich bringen und sich Menschen hierbei oft nicht mitgenommen fühlen. Gleichzeitig steht in einer wirtschaftlich angespannten Lage die Demokratie unter starkem Druck von innen wie von außen - während sich die Klimakrise mit zunehmenden Extremwetterereignissen für alle sichtbar zuspitzt. Deshalb ist es so zentral wie notwendig, die nächsten Schritte hin zu einem klimafreundlichen Wandel rasch und als Gemeinschaftsprojekt zu gestalten.\r\nDie Transformation unseres Energiesystems ist ein gesamtgesellschaftlicher Prozess. Wird sie richtig gestaltet, bietet sich die Möglichkeit, sowohl die Demokratie, die Wirtschaft, die Kommunen, den gesellschaftlichen Zusammenhalt, die Bürger*innen als auch den Klimaschutz zu stärken.\r\nTeilhabe und Partizipation verbinden Transformation, Demokratie, wirtschaftliche Entwicklung und gesellschaftlichen Zusammenhalt miteinander.\r\nDeshalb braucht es eine abgestimmte Teilhabe-Strategie der Bundesregierung in dieser Legislaturperiode mit den entsprechenden gesetzlichen Maßnahmen.\r\nDie wichtigsten Maßnahmen, die es in dieser Legislatur noch umzusetzen gilt, sind:\r\n1. Rahmenbedingungen für Energy Sharing schaffen\r\n2. Bundeseinheitliche finanzielle Bürger*innenbeteiligung einführen\r\n3. Finanzielle Beteiligung von Gemeinden für Wind und Solar, Neu- und Bestandsanlagen verbindlich festlegen\r\n4. Den Bürgerenergiefonds auf Solar-, Wärme- und Effizienzprojekte ausweiten\r\n5. Ausnahme der Bürger*innenenergie von den Ausschreibungen ausbauen\r\n6. Beschleunigung der Digitalisierung vorantreiben\r\n7. Solar-Standard zügig einführen\r\n\r\n1. Rahmenbedingungen für Energy Sharing schaffen\r\nEnergy Sharing ermöglicht Bürger*innen, sich in Erneuerbare-Energien-Gemeinschaften zu organisieren, eigene Anlagen zu betreiben, aus diesen vergünstigten Ökostrom über das Verteilnetz zu beziehen und Überschussstrom gemeinsam zu vermarkten. Seit 2019 ist Energy Sharing im EU-Recht (Art. 22 der Erneuerbare-Energien-Richtlinie) verankert. Die Umsetzungsfrist verstrich Mitte 2021. Mit Energy Sharing werden gezielt Anreize für die lokale Nutzung von Flexibilitäten wie z.B. Wärmepumpen gesetzt. Verbraucher*innen profitieren finanziell, indem der so direktverbrauchte Strom - also der zeitgleich zur Produktion verbrauchte Strom aus eigenen Anlagen - günstiger als herkömmlicher zugekaufter Strom ist.\r\nIm Rahmen der EU-Strommarktreform wurde das Konzept von Energy Sharing konkreter definiert. Dies macht eine Umsetzung in Deutschland umso dringlicher. Das BMWK hat im Herbst 2023 einen Stakeholder-Prozess zur gemeinsamen Beratung eines Konzepts für Energy Sharing in Deutschland aufgesetzt. Für diesen Juni hat das BMWK einen Vorschlag zur Regelung von Energy Sharing angekündigt. Worauf bei der Umsetzung im Detail geachtet werden sollte, ist im Positionspapier Energy Sharing für die Bürgerenergie aufgeführt.\r\nBei der Ausgestaltung von Energy Sharing ist die Einbindung von Wind- und Solarparks wichtig, denn für diese Anlagen ist die gesellschaftliche Akzeptanz häufig noch eine Herausforderung. Bürger*innenbeteiligung und die Einbindung dieser Anlagen in Energy Sharing ermöglicht hingegen, dass Menschen sich mit den Projekten verbunden fühlen, weil sie selbst davon profitieren. Dieses Modell stellt einen Hebel für ein zentrale Herausforderung der Energiewende dar: die Akzeptanz großer EE-Projekte.\r\nDarüber hinaus ist auch relevant, dass Überschussstrom aus privaten Erneuerbaren-Energien-Anlage an Menschen im direkten lokalen Umfeld abgegeben werden kann – ein wichtiger Schritt, um die Menschen aktiv an der lokalen Energiewende teilhaben zu lassen.\r\n\r\n2. Eine bundeseinheitliche finanzielle Bürger*innenbeteiligung einführen\r\nDie Beteiligung von Bürger*innen an den anstehenden Transformationsprozessen ist von entscheidender Bedeutung für deren Akzeptanz. Die aktuelle Bundesregelung zur freiwilligen finanziellen Beteiligung von Kommunen bei der Errichtung von Wind- und PV-Freiflächenprojekten ist mittlerweile zum Standard bei sehr vielen EE-Projekten geworden. Es fehlt aber eine Regelung, die Bürger*innen direkt zu beteiligen. Bundesländer wie Mecklenburg-Vorpommern und Nordrhein-Westfalen haben schon landesrechtliche Regelungen für die finanzielle Bürger*innenbeteiligung erlassen. Diese Initiativen auf Landesebene begrüßen wir, doch droht durch verschiedene landesrechtliche Regelungen ein Flickenteppich. Bund und Länder sollten deshalb gemeinsam einen einheitlichen bundesweiten ambitionierten Mindeststandard mit echter Bürger*innenbeteiligung erarbeiten. Die Länder können über den Mindeststandard hinausgehen, dürfen ihn aber nicht unterschreiten. Wir empfehlen den Vorschlag des Bündnis Bürgerenergie und des DGRV, dem die Regelung Nordrhein-Westfalens zu Grunde liegt.\r\nEr folgt dem Grundsatz: Die aktive finanzielle Bürger*innenbeteiligung ist der Goldstandard. Hierunter fallen der Erwerb von Gesellschaftsanteilen , einzelner Windräder eines Windparks oder Teilen von Solarparks durch die Bürger*innen oder die lokalen Bürger*innenenergie-Projekte. Obwohl der administrative Aufwand höher ist, steigt durch die gesellschaftsrechtliche Beteiligung die Identifikation mit der Anlage und die Akzeptanz der Energiewende vor Ort.\r\nNicht immer ist die aktive finanzielle Bürger*innenbeteiligung der optimale Beteiligungsweg für alle Projekte und die Kommunen vor Ort. Alternativ können sich dann alle Akteur*innen auf eine passive finanzielle Beteiligung wie Sparprodukte oder Nachrangdarlehen oder auch andere Beteiligungsmöglichkeiten einigen.\r\nDieser Vorschlag setzt auf einen entscheidenden Faktor für das Gelingen der Energiewende: die möglichst aktive finanzielle Beteiligung von Bürger*innen im Umfeld der Erneuerbaren-Energie-Anlagen. Dies fördert die regionale Wertschöpfung erheblich, erhält die regionale Zustimmung zur Energiewende und ermöglicht einen schnelleren Ausbau erneuerbarer Energien.\r\n\r\n3. Finanzielle Beteiligung von Gemeinden für Wind und Solar, Neu- und Bestandsanlagen verbindlich festlegen\r\nIm Rahmen der Novellierung des EEG im Januar 2023 wurde der Anwendungsbereich des § 6 EEG in der Fassung des EEG 2021 erweitert. Zum einen kann die finanzielle Beteiligung nunmehr sowohl für Bestandsanlagen als auch für Neuanlagen angeboten werden. Zum anderen wurde der Wortlaut im Rahmen der EEG-Novellierung dahingehend angepasst, dass eine finanzielle Beteiligung nicht nur angeboten werden „darf“, sondern nunmehr angeboten werden „soll“. Dies ist ein Fortschritt. Optimal wäre aber eine verpflichtende Beteiligung sowohl für Wind- als auch Solarfreiflächenanlagen. Damit würden auch alle rechtlichen Unklarheiten bezüglich etwaiger Befangenheitsfragen beseitigt.\r\n\r\n4. Bürgerenergiefonds für Wind auf Solar, Wärme und Effizienz ausweiten\r\nDer bereits bestehende Bürgerenergiefonds fördert Windprojekte in der Planungsphase. Damit der Fonds Bürger*innenenergie in ihrer Breite wirklich unterstützt, sollten der Geltungsbereich deutlich angepasst werden. Das Programm sollte auf Photovoltaik-Projekte, erneuerbare Wärme, E-Mobilität und andere Mobilitätsangebote, Energieeffizienz und Digitalisierung im Energiesektor ausgeweitet werden.\r\n\r\n5. Ausnahme der Bürger*innenenergie von den Ausschreibungen ausbauen\r\n1. Aufhebung der Sperrfristen: Es gibt aus unserer Sicht keinen nachvollziehbaren Grund, warum eine Bürgerenergiegesellschaft und ihre Mitglieder, die juristische Personen sind, nur ein Wind- und ein Solarfreiflächenprojekt innerhalb von drei Jahren umsetzen darf. Wir sind der Ansicht, dass es aufgrund der hohen Voraussetzungen für Bürgerenergiegesellschaften keinerlei Beschränkung der Anzahl der Projekte pro Technologie und eines Zeitraums für Bürgerenergiegesellschaften bedarf. Aus unserer Sicht ist es geradezu absurd, dass Bürgerenergiegesellschaften, die Erfahrungen in der Projektentwicklung gemacht haben, ihre Fähigkeiten - weder innerhalb des Ausschreibungssystems noch im Rahmen der Ausnahme von den Ausschreibungen - weiter anwenden dürfen und ihre Projektpipeline verfallen lassen müssen.\r\n2. Flächenkulisse zu Gunsten der Bürger*innenenergie ausweiten: Wir begrüßen, dass der Bau von PV-Anlagen in Bürger*innenhand auf allen Flächen der PV-Flächenkulisse des EEG 2023 möglich ist, auch auf benachteiligen Flächen.\r\nUm Bürger*innenenergie-Projekte möglichst flächendeckend umsetzen zu können, sollte die Regelung erweitert werden: In jeder Kommune sollte aus unserer Sicht ein Bürger*innen-Solarpark bis 6 Megawatt durch eine Bürgerenergiegesellschaft nach § 3 Nr. 15 EEG 2023 ohne weitere Vorbedingungen förderfähig sein. Jede Kommune könnte dann unabhängig von der EEG-Flächenkulisse einen Bürger*innen-Solarpark genehmigen, nicht nur die, die zufällig über entsprechende Flächen verfügen. Die Kommunen haben durch den Bebauungsplan (B-Plan) weiterhin die volle Planungshoheit, ob und wo ein Solarpark entsteht.\r\n\r\n6. Beschleunigung und Nutzbarmachen der Digitalisierung vorantreiben\r\nDie Ausstattung mit digitalen Messgeräten ist sowohl für Energy Sharing als auch für andere Vor-Ort-Versorgungskonzepte zentral. Der Rollout ist bereits im Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende angelegt. Der Erfolg des Smart-Meter-Rollouts hängt auch an den Kosten und deren sozial gerechter Verteilung. Wir fordern die Bundesregierung auf, die Entwicklung der Kosten und deren sozial gerechte Verteilung eng zu monitoren, um im Sinne eines schnellen Rollout aufkommende Konflikte und Probleme schnell lösen zu können.\r\nDer virtuelle Summenzähler ist eine relevante Vereinfachung von Mieterstrommodellen. Wir fordern die Bundesregierung auf, in Zusammenarbeit mit der BNetzA und den relevanten Branchenorganen die flächendeckende Einführung des virtuellen Summenzählers zu beschleunigen.\r\nDie gemeinschaftliche Gebäudeversorgung kann nur dann zum schnellen, flächendeckenden Erfolgsmodell werden, wenn die Bundesregierung gemeinsam mit der BNetzA darauf hinwirken, dass schnell eine funktionierende Marktkommunikation aufgebaut wird.\r\n\r\n7. Solar-Standard zügig einführen\r\nEine weitere unabdingbare Maßnahme, um die Nutzung aller Dächer (auch in gewerblicher oder öffentlicher Hand) zu gewährleisten, ist die Einführung eines Solar-Standards. Jedes Dach ohne eine Solaranlage ist eine vertane Chance, Erneuerbare in Gebäude zu integrieren, kalkulierbare Energiepreise für die Bewohner*innen zu garantieren und Klimaschutz sicht- und monetär spürbar zu machen.\r\nImmer mehr Bundesländer setzen deshalb eigene Standards bei der verpflichtenden Ausstattung von Gebäuden mit PV-Anlagen. Um solche Regelungen in allen Bundesländern anzureizen sowie einen regulatorischen Flickenteppich zu verhindern, sollte ein bundesweit einheitlicher Solar-Standard eingeführt werden. Ein Großteil der Menschen in Deutschland lebt in kleinen Mehrfamilienhäusern. Gerade hier bringt ein Solar-Standard ökonomische Vorteile sowohl für Bewohner*innen als auch für Gebäudeeigentümer*innen, wie eine neue Studie des Fraunhofer ISE1 kürzlich aufgezeigt hat. Ein Solar-Standard lässt sich mit einem Teilhabemodell wie Energy Sharing, gemeinschaftlicher Gebäudeversorgung oder Mieterstrom kombinieren. Es entsteht also eine Win-Win-Win-Situation für die beteiligten Gruppen und für das Klima.\r\nDie Ampel-Koalition hat in ihrem Koalitionsvertrag die Einführung einer PV-Pflicht für gewerbliche Neubauten angekündigt. Zudem wurde durch die europäische Gebäuderichtlinie (EPBD) ein Solar-Standard festgelegt, den es jetzt durch die Mitgliedsstaaten umzusetzen gilt. Wir fordern in Anlehnung an die aktuellen Vorgaben in diversen Bundesländern einen Solar-Standard auch für neue Wohngebäude, öffentliche Gebäude und bei grundlegenden Dachsanierungen. Die Pflicht sollte auch durch den Einbau von Solarthermie erfüllt werden können. Alle Hindernisse, die verhindern, dass Dächer und versiegelte Flächen nicht vollständig für PV-Anlagen genutzt werden, müssen abgebaut werden (wie z.B. im Bereich des Denkmalschutzes).\r\nUm den aktuellen Ausbaustand von Solarstrom und -wärme zu dokumentieren, Potenziale und Investitionsmöglichkeiten sichtbar zu machen sowie Transparenz und Nachvollziehbarkeit zu erhöhen, bedarf es eines von Bund und Ländern getragenen, qualitativ hochwertigen, bundesweiten Solarkatasters.\r\n\r\n1 BW-Stromstudie (bund.net)"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-08-01"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013936","regulatoryProjectTitle":"Vorschlag zur Nutzung der Mittel des Klima-Sozialfonds für Wärmenetze in Bürgerhand","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ab/4e/387745/Stellungnahme-Gutachten-SG2412160037.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Impulspapier des Bündnis Bürgerenergie e.V. Stand: 09.12.2024\r\n1\r\nWarum der deutsche Klimasozialplan die Bürgerenergie in den Fokus rücken sollte:\r\n1.\r\nKontext: Die EU benennt die Bürgerenergie als förderfähige Maßnahme\r\nZukünftig könnte das Instrument der Klimasozialpläne die lokale Energiewende beschleunigen. Konkret geht es dabei um die Erlöse aus dem europäischen Emissionshandel für Wärme und Verkehr, aus welchen sich dieser parallel vorgesehende europäische Klimasozialfonds speisen soll. Ziel ist es, benachteiligte Haushalte finanziell zu unterstützen und gezielte Förderprogramme ins Leben zu rufen, um die ökonomischen Auswirkungen des Emissionshandels abzufedern. Als eine mögliche Unterstützungsmaßnahme erkennt die EU explizit die Rolle von Bürgerenergiegemeinschaften an, die für einen gerechten Zugang zu günstiger Erneuerbarer Energie sorgen können.\r\nSo werden im Artikel 8 der Verordnung 2023/955 vom 10. Mai 2023 zur Einrichtung eines Klima-Sozialfonds1 unter der Nummer 1 c) die Erzeugung und Speicherung von Erneuerbarer Energie durch Bürgerenergiegemeinschaften und andere Vor-Ort-Versorgungsmodelle wie Energy Sharing oder Peer-to-Peer-Trading als förderfähige Maßnahmen genannt. Das Europäische Parlament und der Rat selbst begründen dies in dem Erwägungsgrund 25 der Richtlinie. Sie sehen in den Gemeinschaften und in der Förderung der Verbreitung des Eigenverbrauchs von Erneuerbarer Energie einen wesentlichen Hebel dafür, die Umstellung des Energiesystems im Strom- und Wärmebereich effizient auf Erneuerbare Energien umzustellen, da privates Kapital und der Rückhalt der Bevölkerung für einen schnellen Wandel unabdingbar seien. Um auch vulnerable Haushalte mit einzubeziehen, bräuchte es zusätzliche Fördermittel in diesem Bereich.\r\n2.\r\nDie Wärmewende sollte besondere Berücksichtigung finden\r\nUm auf bestehende funktionierende Instrumente aufzubauen und kurzfristig Erfolge zu erzielen, würde es sich anbieten, das Förderprogramm „Bürgerenergiegesellschaften bei Windenergie an Land“ auf Wärmeprojekte auszuweiten. Hierbei kann Schleswig-Holstein als Vorbild dienen, deren Sondervermögen Bürgerenergie (Bürgerenergiefonds) bereits erneuerbare Wärmeprojekte umfasst. Das Sondervermögen soll die Mitwirkung der Bürger*innen an der Energiewende vor Ort stärken. Mit diesen Mitteln sollen die\r\n1 EU, VERORDNUNG (EU) 2023/955 DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES vom 10. Mai 2023 zur Einrichtung eines Klima-Sozialfonds und zur Änderung der Verordnung (EU) 2021/1060; abrufbar unter: https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/PDF/?uri=CELEX:32023R0955 [Letzter Abruf vom 20.11.2024].\r\nImpulspapier des Bündnis Bürgerenergie e.V. Stand: 09.12.2024\r\n2\r\nersten Schritte in der Planungs- und Startphase erleichtert und finanzielle Risiken gesenkt werden.2\r\n3.\r\nWie kann sichergestellt werden, dass die Fördermittel den vulnerablen Gruppen zugutekommen?\r\nDie Ausgestaltung der Klimasozialpläne gestaltet sich insofern herausfordernd, als dass die Mitgliedstaaten in den bis Ende Juni 2025 zu erarbeitenden Klimasozialplänen abschätzen sollen, wie viele Haushalte in dem jeweiligen Land von Preissteigerungen in Folge des ETS 2 betroffen sein werden.\r\nUm diesem Kausalitätsprinzip gerecht zu werden und die Fördermittel gezielt an vulnerable Haushalte zu vergeben, schlägt das Bündnis Bürgerenergie einen Quartiersansatz kombiniert mit dem Instrument der Sozialtarife vor.\r\nDas Konzept: Die Fördermittel sollten nur an Bürgerenergieprojekte gezahlt werden, die sich in hervorgehobener Weise um eine preistabile Energieversorgung von vulnerablen Haushalten bemühen. Dies kann in der Praxis durch zwei Bausteine realisiert werden, die sich an zwei unterschiedliche Zielgruppen von vulnerablen Haushalten richten : erstens mit dem Quartiersansatz gerichtet an vulnerable Haushalte in städtischen Kontexten mit geringen Quoten von Wohneigentum und hohen Quoten von Sozialleistungsempfänger*innen, bei denen Wärme im Rahmen der “Kosten der Unterkunft” mit übernommen werden. Zweitens mit dem Instrument der Sozialtarife, ein Instrument gerichtet vor allem an vulnerable Haushalte in ländlichen Räumen mit hohen Eigentumsquoten und geringer Reichweite von Sozialleistungen, die sich auf die Kosten der Unterkunft erstrecken. Diese beiden Bausteine können - wenn nötig - auch miteinander kombiniert werden.\r\na)\r\nQuartiersansatz:\r\nIn Kooperation mit und unter Einbezug von kommunalen Akteuren werden (städtische) Quartiere identifiziert, in denen überwiegend Menschen leben, die als “vulnerabel” eingestuft werden können. Für diese Einstufung sollte auf bestehende statistische Daten der Kommunen zurückgegriffen. Wichtig ist eine bürokratiearme Überprüfung der Identifikation von “vulnerablen Gruppen”. Darüber hinaus lassen sich durch wissenschaftliche Studien entsprechende Daten erheben. Wenn ein Nahwärmenetz in einem solchen Stadtteil, das sich aus Sicht der Wärmeliniendichte anbieten würde, vom bestehenden kommunalen Wärmenetzbetreiber aber aufgrund der Sozialstruktur als nicht wirtschaftlich erachtet wird (z.B. weil die Gebäudeeigentümer*innen kein Interesse am Anschluss an ein Wärmenetz\r\n2 Investitionsbank Schleswig-Holstein (IB.SH), https://www.ib-sh.de/produkt/buergerenergiefonds/ [Letzter Abruf vom 20.11.2024].\r\nImpulspapier des Bündnis Bürgerenergie e.V. Stand: 09.12.2024\r\n3\r\nhaben) , könnten Bürgerenergiegemeinschaften dennoch für eine Realisierung sorgen. Hierzu könnten (zusätzliche) Fördermittel durch den Klimasozialfonds für die Auszahlung im Rahmen des um Wärmeprojekte ergänzten Förderprogramms „Bürgerenergiegesellschaften bei Windenergie an Land“ aktiviert werden. So steht der Bürgerenergie mehr Risikokapital zur Verfügung, um ein Nahwärmenetz in einem solchen Gebiet zu planen. Die finanzielle Absicherung der Projektierung erhöht dabei einerseits die Finanzierbarkeit des Projektes, sorgt aber auch langfristig dafür, dass der Wärmepreis bezahl- und planbar bleibt. Da das Förderprogramm revolvierend ausgestaltet ist, wird das Geld bei erfolgreicher Umsetzung des Projekts zurückgezahlt.\r\nb)\r\nSozialtarife\r\nBereits jetzt bieten viele Bürgerenergiegemeinschaften lokale Bürgerenergie-Stromtarife und/oder Nahwärme-Tarife für ihre Mitglieder an.\r\nFür Kontexte, in denen vulnerable Gruppen mit hoher Eigentumsquote (v.a. im ländlichen Raum) erwartbare Probleme mit den Kosten der fossilen Beheizung ihres Eigentums haben und die von ihnen empfangenen Sozialleistungen sich nicht auf die Wärmekosten erstrecken, bietet sich die Förderung des Wärmenetzausbaus mit dem Konzept der Sozialtarife an.\r\nDas Konzept: Die Mittel des Klimasozialfonds könnten dafür eingesetzt werden, dass es zwei Nahwärme-Tarife gibt. Der Tarif, der sich nach einer entsprechenden Prüfung an vulnerable Haushalte richtet, könnte staatlich durch den Klimasozialfonds subventioniert werden. Da Verbraucherschützer*innen die große Preisspanne und die fehlende Preistransparenz der Fernwärmeverträge in der Vergangenheit verstärkt kritisierten, könnten verlässliche Wärmetarife das Vertrauen der vulnerablen Gruppen in eine nachhaltige Energieversorgung stärken.3\r\nEin Charakteristikum des Wärmesektors ist dabei zu berücksichtigen: Die Anschlussnehmer*innen der Nahwärme sind zunächst die Hauseigentümer*innen. Damit wären selbst bewohnte Objekte gezielt ansteuerbar. Es könnten z.B. Rentner*innen adressiert werden, die nur über eine kleine Rente zur Finanzierung ihres Eigenheims verfügen. Schwieriger wird es für die vermieteten Objekte. Hier sollten die Fördermittel dann an die Mieter*innen gehen, die von der Energiearmut bedroht sind. Dafür muss gesetzlich sichergestellt werden, dass die Fördermittel von den Vermieter*innen an die Mieter*innen weitergegeben werden. Schließlich sind die Mieter*innen darauf angewiesen, dass das Mietobjekt mit einer\r\n3 Verbraucherzentrale NRW, https://www.verbraucherzentrale.nrw/sites/default/files/2024-06/20240605_fernwaerme_in_nrw.pdf [Letzter Abruf vom 04.12.2024].\r\nImpulspapier des Bündnis Bürgerenergie e.V. Stand: 09.12.2024\r\n4\r\nnachhaltigen Wärmeversorgung ausgestattet wird. Sie können in den meisten Fällen nur ihr Energienutzungsverhalten anpassen und können sonst wenig Einfluss auf die äußeren Rahmenbedingungen nehmen. Für sie wäre der Anschluss an ein nachhaltig betriebenes Nahwärmenetz in Kombination mit einer sozialverträglichen Preisgestaltung damit eine große Chance. Bei gemischten Quartieren könnten die hohen Anschlusskosten an ein Wärmenetz bei einkommensschwachen Haushalten zusätzlich gefördert werden.\r\nDie Weitergabe der niedrigeren Wärmepreise von den Vermieter*innen an die Mieter*innen könnte sich dabei an der Regelung zur Gas- und Wärmepreisbremse orientieren. Dort musste der oder die Vermietende die Entlastung im Rahmen der Betriebskostenabrechnung anteilig an die Mieter*innen weiterreichen.4\r\nc)\r\nFördermitgliedschaft für vulnerable Gruppen\r\nDie “vulnerablen Gruppen” könnten auch über einen zweiten Weg finanziell entlastet werden. Wenn ein Nahwärmenetz durch eine Gemeinschaft (z.B. eine Genossenschaft) errichtet wird, beteiligen sich i.d.R. nur Eigentümer*innen von Immobilien. Um auch den Mieter*innen eine Partizipation und Mitsprache zu ermöglichen, könnten die Mieter*innen Fördermitglieder werden. Auf diese Weise profitieren sowohl Immobilieneigentümer*innen als auch Mieter*innen von einem vergünstigten Energiebezug. Der Bürgerenergiefonds wäre damit die Brücke für eine breite Mitgliedschaft, indem er die Finanzierung der Fördermitgliedschaft abdeckt.\r\nAnsprechpartnerin:\r\nViola Theesfeld\r\nReferentin Energiepolitik und -wirtschaft Bündnis Bürgerenergie e.V.\r\nViola.Theesfeld@buendnis-buergerenergie.de\r\n+49 (0)155 60368652\r\nMarienstr. 19/20 • 10117 Berlin\r\n4 BMWK, https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/F/faq-gaspreisbremse.pdf?__blob=publicationFile&v=6#:~:text=Kunden%20sind%20in%20diesem%20Fall,zwar%20im%20Rahmen%20der%20Betriebskostenabrechnung. [Letzter Abruf vom 04.12.2024]."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Kriterien für die Mittelverwendung   \r\nAb 2027 wird ein europäischer Emissionshandel für Gebäude und Verkehr eingeführt  \r\n(ETS-2), der das nationale Emissionshandelssystem (nEHS) in diesen Sektoren ablöst. \r\nExpert:innen erwarten im ETS-2 deutlich höhere CO2-Preise als im derzeitigen nationalen \r\nSystem.1 Steigende Kosten für fossile Brennstoffe, einschließlich des CO2-Preises, dürfen \r\nnicht zu einer unzumutbaren finanziellen Belastung werden. Daher sind gezielte \r\nMaßnahmen dringend erforderlich, um Energie- und Mobilitätsarmut zu verringern und \r\ninsbesondere einkommensarmen Haushalten eine Teilhabe an der Transformation zu \r\nermöglichen. Ein besonderes Augenmerk muss dabei auf die Unterstützung der Menschen \r\ngelegt werden, die selbst keine Investitionsentscheidungen treffen können, aber unmittelbar \r\nvon diesen betroffen sind, wie z.B. Mieter:innen. \r\nDie Einnahmen aus dem EU-Klima-Sozialfonds (KSF) werden nicht ausreichen, um alle \r\nsozialen Fragen im Klimaschutz angemessen zu adressieren. Allein die Investitionsbedarfe im \r\nGebäudebereich übersteigen die zur Verfügung stehenden Mittel um ein Vielfaches. \r\nAllerdings bietet der KSF die Chance, eine Blaupause für einen sozial gerechten Klimaschutz \r\nin Zeiten steigender CO2-Preise zu sein. Die Erfahrungen aus der Umsetzung von sozial \r\ngerechten Klimaschutzmaßnahmen im KSF können genutzt werden, um sie auf weitere \r\nMaßnahmen zu übertragen.  \r\nUmsetzungskriterien für den Klima-Sozialfonds  \r\nDamit das maximale Potential des KSF ausgeschöpft werden kann, sollten die finanzierten \r\nMaßnahmen im nationalen Klima-Sozialplan konkreten Prinzipien folgen. Die nachfolgenden \r\nKriterien sollen sicherstellen, dass die jeweilige Zielgruppe mit bedarfsorientierten \r\n1https://www.agora-energiewende.de/fileadmin/Projekte/2023/2023-26_DE_BEH_ETS_II/A\r\nEW_311_BEH_ETS_II_WEB.pdf \r\n1 \r\nDekarbonisierungs- und Ausgleichsmaßnahmen tatsächlich erreicht wird und die Mittel \r\neffektiv und gerecht ausgegeben werden:    \r\n1. Zielgruppen befähigen  \r\nDie Maßnahmen sollen vor allem vulnerablen Zielgruppen die Teilhabe an der \r\nTransformation ermöglichen. Sie müssen über die Kompensation der Mehrbelastungen \r\ndurch steigende CO2-Preise und höhere Kosten für fossile Brennstoffe hinausgehen und \r\naktiv dazu beitragen, dass einkommensarme oder von Energie- und Mobilitätsarmut \r\nbetroffene oder bedrohte Menschen nicht in einen “fossilen Lock-In” geraten. Nur so \r\nkönnen sie ihre CO2-Emissionen langfristig senken und werden weniger stark durch den  \r\nETS-2 belastet. Dies kann unter anderem durch bedarfsorientierte Förderprogramme \r\nerreicht werden. \r\n2. Positive Klimawirkung sichern   \r\nDie geförderten Maßnahmen müssen zur Reduzierung von Treibhausgasemissionen \r\nbeitragen und auch mittel- und langfristig einen Beitrag zur Transformation leisten. Daher ist \r\nes notwendig, dass die erwartete Klimawirkung der geförderten Maßnahmen ebenfalls \r\nbewertet und nachgewiesen wird.   \r\n3. Zielgruppenspezifische Maßnahmen entwickeln  \r\nZielgruppen definieren: Im Rahmen der Verordnung ist die Bundesregierung aufgefordert, \r\neine rechtssichere Definition von Energiearmut und Mobilitätsarmut einzuführen. Dafür ist \r\nes zentral, Hauptzielgruppen zu definieren, damit die Mittel dort eingesetzt werden können, \r\nwo sie vorrangig gebraucht und auch abgerufen werden.  \r\nBedarfsorientierte Maßnahmen umsetzen: Die aus dem KSF finanzierten Maßnahmen \r\nsollen die Lebenswirklichkeit der Zielgruppen berücksichtigen und an ihren tatsächlichen \r\nBedarfen ansetzen. Dazu gehört eine Analyse, in welchen Bereichen besonders viele \r\nMenschen von Energie- und/oder Mobilitätsarmut betroffen oder bedroht sind und welche \r\nVoraussetzungen dabei berücksichtigt werden müssen - z.B. die Wohnsituation der \r\nMenschen oder die vorhandene Verkehrsinfrastruktur. Dies bestimmt maßgeblich, welche \r\nFörderprogramme als nützlich wahrgenommen und entsprechend abgerufen werden.  \r\nZum Beispiel: Eine Förderung von Wallboxen für Elektroautos ist nur dann attraktiv, wenn \r\ndie Zielgruppe a) ein E-Auto und b) einen eigenen Stellplatz besitzt, an dem die Wallbox \r\nangebracht werden kann. Da dies bei vielen Menschen mit geringem Einkommen nicht der \r\nFall ist, würde ein entsprechendes Förderprogramm an den Bedarfen eines Großteils der \r\nZielgruppe vorbeigehen und wenig genutzt werden.  \r\nMöglichkeiten der Zielgruppe berücksichtigen: Neben der Berücksichtigung tatsächlicher \r\nUnterstützungsbedarfe ist ebenfalls relevant, die tatsächlichen (finanziellen) Möglichkeiten \r\nder Zielgruppen zu kennen und realistisch einzuschätzen, welche Eigenleistung erwartet \r\nwerden kann. Dabei geht es nicht nur um die Höhe einer notwendigen Eigenleistung, \r\nsondern auch um Faktoren wie Kreditwürdigkeit oder das Risiko einer Überschuldung durch \r\nzusätzliche Kredite. Wenn Förderprogramme eine angemessene, von den Zielgruppen \r\nleistbare Eigenleistung erfordern, steigt die Wahrscheinlichkeit, dass sie tatsächlich in \r\nAnspruch genommen werden.  \r\nWeiterhin müssen die tatsächlichen Handlungsmöglichkeiten der Zielgruppen berücksichtigt \r\nwerden. Etwa 50 Prozent der Haushalte in Deutschland wohnen beispielsweise zur Miete \r\nund haben keinen Einfluss auf Investitionsentscheidungen zur energetischen Modernisierung \r\n2 \r\noder den Heizungstausch, sind aber unmittelbar von den Auswirkungen dieser \r\nEntscheidungen betroffen. \r\nZugangshürden gering halten: Damit Förderprogramme effektiv genutzt werden können, \r\nmüssen die Zugangshürden und der bürokratische Aufwand so niedrig wie möglich sein.  \r\nDies beinhaltet:   \r\n• Die Antragstellung und der Zugang zu Fördermitteln sollten so einfach wie möglich \r\ngestaltet werden. Komplexe Formulare und langwierige Verfahren schrecken oft ab \r\nund führen dazu, dass viele Anspruchsberechtigte die Unterstützung nicht in \r\nAnspruch nehmen.  \r\n• Bedarfsprüfungen sollten transparent und unkompliziert sein. Ziel sollte es sein, den \r\ntatsächlichen Bedarf der Antragsteller rasch und effizient zu ermitteln. \r\n• Es muss gewährleistet sein, dass Fördermittel nicht auf bestehende Sozialleistungen \r\nangerechnet werden. Die finanzielle Situation der Betroffenen würde sich sonst nicht \r\nverbessern, sondern im schlimmsten Fall sogar verschlechtern.  \r\nÜberprüfung und Anpassung der Maßnahmen: Die Ergebnisse der vorgesehenen \r\nBerichtspflichten sollten dafür genutzt werden, die Zielgruppendefinitionen und \r\nMaßnahmen auf ihre Wirksamkeit hin zu prüfen und ggf. anzupassen. So können auch \r\nsteigende Belastungen durch höher als bisher angenommene CO2-Preise einbezogen \r\nwerden.   \r\n4. Lücken in der Förderlandschaft schließen  \r\nMit dem KSF müssen vorrangig neue Maßnahmen finanziert werden, die bisher nicht oder \r\nnicht mehr über andere Förderprogramme abgedeckt sind und damit zusätzlich zu \r\nbestehenden Maßnahmen umgesetzt werden. Dies ist ausdrücklich in der Verordnung \r\ngeregelt. Der Fokus auf ergänzende Maßnahmen soll dazu beitragen, zusätzliche Programme \r\nmit sozialen Komponenten zu entwickeln und bestehende Lücken in der Förderlandschaft \r\nweitgehend zu schließen oder zu vermeiden.   \r\nBereits existierende Förderprogramme können durch KSF-Mittel um zusätzliche Elemente \r\nergänzt werden, die über ohnehin vorgesehene und finanzierte Förderinitiativen \r\nhinausgehen. Dadurch soll erreicht werden, dass tatsächlich neue oder weitere positive \r\nEffekte sowohl bei der Emissionsreduktion als auch bei der Verringerung von Energie- und \r\nMobilitätsarmut erzielt werden. Diese möglichen Ausweitungen bestehender \r\nFörderprogramme müssen transparent gemacht werden, den Anforderungen des KSF \r\nentsprechen und dürfen im nationalen Haushalt bereits vorgesehene Zahlungen nicht \r\nersetzen.   \r\n5. Kohärenz zwischen Klima-Sozialplan und weiteren Instrumenten   \r\nGemäß der EU-Verordnung muss der Klima-Sozialfonds in Einklang mit weiteren \r\nPlanungsinstrumenten und Verpflichtungen der Mitgliedstaaten stehen. Eine engere \r\nVerzahnung des Klima-Sozialplans mit weiteren Instrumenten und Maßnahmen sollte dabei \r\nunterstützen, ökologische und soziale Ziele bei der Transformation zu berücksichtigen.  \r\nDaher ist es unerlässlich, den Klima-Sozialplan mit weiteren Instrumenten wie dem \r\nNationalen Energie- und Klimaplan (NEKP) oder dem nationalen Gebäuderenovierungsplan \r\n(nach Art. 3 EPBD) abzustimmen. Auch im Mobilitätsbereich müssen Maßnahmen und \r\nInstrumente wie der nationale Radverkehrsplan (NRVP 3.0), der Ausbau des öffentlichen \r\nVerkehrs, die Förderung von E-Mobilität und ein Bundesverkehrswege- und Mobilitätsplan \r\nmit dem Klima-Sozialplan verzahnt werden.  \r\n3 \r\nDer Klima-Sozialplan als Teil einer umfassenden sozial gerechten \r\nKlimastrategie \r\nFür eine sozial gerechte Klimapolitik ist die Erstellung eines ambitionierten nationalen Klima\r\nSozialplans ein wichtiger Schritt. Damit die darin entwickelten Maßnahmen langfristig \r\nwirken, müssen sie jedoch in eine übergreifende Strategie eingebettet werden. \r\nUm die umfassenden Bedarfe für sozial gerechte Klimaschutzmaßnahmen decken zu können, \r\nsind weitere Mittel erforderlich. Daher müssen zusätzlich zum KSF und den verpflichtenden \r\nBeiträgen der Mitgliedstaaten weitere Finanzierungsquellen mobilisiert werden - auch über \r\ndie restlichen ETS-2-Einnahmen hinaus. Es braucht eine Gesamtstrategie zur Finanzierung \r\nvon sozial gerechtem Klimaschutz, die sicherstellt, dass Deutschland seine Klimaziele erreicht \r\nund die Teilhabe von allen gesellschaftlichen Gruppen sichergestellt ist. Dazu gehört nicht \r\nnur, Einzelne durch gezielte Förderprogramme zu unterstützen, sondern auch langfristig \r\nklimaneutrale Gebäude- und Verkehrsinfrastruktur zur Verfügung zu stellen und \r\nentsprechende Infrastrukturinvestitionen zu ermöglichen. Um anfänglich unzumutbare \r\nfinanzielle Mehrbelastungen auszugleichen, werden finanzielle Kompensationsmaßnahmen \r\n(z.B. in Form eines sozial gestaffelten Klimagelds) zumindest in einer Übergangsphase \r\nnotwendig sein.  \r\nEine kohärente Gesamtstrategie erfordert zudem die Weiterentwicklung des \r\nordnungsrechtlichen Rahmens, sodass sowohl die Wirksamkeit als auch die soziale \r\nGerechtigkeit im Klimaschutz gestärkt werden. Dafür bedarf es einer engen \r\nressortübergreifenden Zusammenarbeit, um die Kohärenz der Maßnahmen und eine \r\neffektive Mittelverwendung sicherzustellen.   \r\nDer Klima-Sozialfonds bietet die Chance zu zeigen, dass sozialverträgliche \r\nKlimaschutzmaßnahmen umgesetzt werden können. Um die Zielgruppen des KSF in der \r\nTransformation zu unterstützen und nicht überproportional zu belasten, müssen der \r\nGebäude- und Verkehrssektor schnellstmöglich und langfristig dekarbonisiert werden.   \r\n2. Maßnahmenvorschläge im Bereich Gebäude \r\nEffiziente Gebäude sind eine zentrale Säule der Wärmewende, tragen zu einem gesunden \r\nWohnklima bei und schützen sowohl vor Kälte als auch vor Hitze. Gleichzeitig helfen sie, \r\nEnergiearmut zu verringern und Wohnkosten langfristig zu senken. Um den Gebäudebereich \r\nzukunftssicher, klimafreundlich und sozial gerecht zu gestalten, sind eine Reihe \r\nwirkungsvoller und bedarfsorientierter Maßnahmen und Investitionen notwendig.  \r\nWesentliches Ziel der Strategie zur Emissionsminderung im Gebäudebereich muss es sein, \r\nklimagerechtes und bezahlbares Wohnen für alle Haushalte zu ermöglichen und \r\nEnergiearmut zu bekämpfen. Dafür sind umfangreiche Investitionen in die energetische \r\nModernisierung notwendig, insbesondere der energetisch schlechtesten Gebäude.  \r\nUm die Sanierungstätigkeiten anzukurbeln, braucht es entsprechende Förderinstrumente \r\nsowie Änderungen des Ordnungsrechts.  \r\nDie Maßnahmen müssen auch die besondere Situation im Mietwohnungsbereich \r\nadressieren, denn mehr als die Hälfte der 21,6 Mio. Mieterhaushalte gehört zum unteren \r\n4 \r\nEinkommensdrittel und muss als vulnerabel bezeichnet werden.2 Hier braucht es unter \r\nanderem eine gerechtere Verteilung der CO2-Kosten. Das aktuelle CO2\r\nKostenaufteilungsgesetz schafft weder ausreichend wirksame Sanierungsanreize für \r\nVermieter:innen, noch gewährleistet es eine faire Kostenverteilung. Mieter:innen müssen \r\nfür Emissionen zahlen, die maßgeblich vom energetischen Zustand der Immobilie abhängen, \r\nwelcher wiederum im Verantwortungsbereich der Eigentümer:innen liegt.  \r\nVon der aktuellen Förderlandschaft für Effizienzmaßnahmen am Gebäude profitieren \r\ninsbesondere Eigentümer:innen mit höheren Einkommen. Einkommensarme Haushalte und \r\nvon Energiearmut Betroffene werden hingegen unzureichend berücksichtigt. Die \r\nFörderkonditionen sind zudem weniger attraktiv als jene für den Heizungstausch.  \r\nDer Klima-Sozialfonds bietet die Möglichkeit, die Förderkulisse sozial auszudifferenzieren \r\nund Mittel zielgenauer an Haushalte mit hohem Unterstützungsbedarf zu geben. Der \r\nnationale Klima-Sozialplan dient somit als Vorbild für eine sozial gerechte Ausgestaltung von \r\nKlimaschutz.  \r\nIm Folgenden schlagen die Verbände Maßnahmen für den nationalen Klima-Sozialplan vor, \r\ndie geeignet sind, vulnerablen Haushalten den Übergang zu klimafreundlicheren \r\nAlternativen zu ermöglichen und gleichzeitig einen wichtigen Beitrag zur Reduktion der \r\nTreibhausgasemissionen im Gebäudebereich zu leisten. \r\n2.1. Mietende: Den Mietwohnbereich sozial ausrichten - Förderung für \r\nenergetische Modernisierung und Heizungstausch  \r\nFörderbonus in der BEG-Förderung bei Einhaltung einer Mietpreisobergrenze:3 \r\nVermietende erhalten einen zusätzlichen Förderbonus, wenn sie sich verpflichten, nach der \r\nenergetischen Modernisierung für einen festgelegten Zeitraum eine Mietpreisobergrenze \r\nunterhalb der jeweils geltenden ortsüblichen Vergleichsmiete einzuhalten. Haushalte in den \r\nunteren Einkommensdezilen haben eine geringere durchschnittliche Bruttomiete. Ein \r\nFörderbonus, der bezahlbare Mieten adressiert, kommt daher insbesondere diesen \r\nHaushalten zugute. Zudem unterstützt er gemeinwohlorientierte Vermietende, die \r\nbezahlbare Mieten verlangen. Die Definition der Mietpreisobergrenze als Prozentsatz der \r\nortsüblichen Vergleichsmiete berücksichtigt zudem regionale Mietpreisunterschiede. \r\nZusätzliche zweckgebundene Bundesmittel für die energetische Modernisierung im \r\nsozialen Wohnungsbau: Es werden zusätzliche Bundesmittel für die energetische \r\nModernisierung von Sozialwohnungen geschaffen und in einer Verwaltungsvereinbarung \r\n„VV Energetisch Sanierter Wohnraum“ geregelt. Gefördert werden sowohl die \r\nModernisierung von Wohnraum mit Sozialbindung (Verlängerung der Sozialbindung) als \r\nauch die Modernisierung von bisher nicht sozial gebundenem Wohnraum (Schaffung von \r\nSozialbindung). So trägt das Förderprogramm zur Erhöhung von belegungsgebundenen \r\nWohnungen bei. \r\n2https://mieterbund.de/app/uploads/2023/11/DMB_WohnkostenbelastungMietende_final.pdf \r\n3https://mieterbund.de/app/uploads/2024/07/20240731_Studie-soziale-Foerderung_DMB-Oeko-Institut.pdf \r\n5 \r\n2.2. Selbstnutzende Eigentümer:innen: Förderung von Effizienzmaßnahmen \r\nund Heizungstausch in der Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG) für \r\nvulnerable Haushalte vertiefen \r\nEnergiesparende Wohnungen senken spürbar die Nebenkostenbelastung, besonders in \r\nHaushalten mit niedrigem Einkommen. Deshalb sollte innerhalb der BEG-Förderprogramme \r\nfür “Einzelmaßnahmen” und “Wohngebäude” eine soziale Staffelung oder ein \r\nEinkommensbonus für selbstnutzende Haushalte mit geringem Einkommen eingeführt \r\nwerden. Gleichzeitig sollte die BEG für das oberste Einkommensdezil der Bevölkerung \r\nentfallen, da diese stattdessen die Möglichkeit der steuerlichen Förderung nutzen kann.  \r\nDie freigewordenen Finanzmittel können zusätzlich in den Einkommensbonus fließen. \r\nZusätzlich sollten selbstnutzenden vulnerablen Haushalten die Energieberatung sowie die \r\nAusstellung von individuellen Sanierungsfahrplänen kostenlos zur Verfügung gestellt \r\nwerden. \r\n2.3. Social Leasing für Wärmepumpen  \r\nDer Einbau einer Wärmepumpe lohnt sich langfristig fast immer – besonders, wenn \r\nstaatliche Fördermittel genutzt werden. Für Haushalte mit geringen Rücklagen kann das \r\nLeasing einer Wärmepumpe eine Option sein, sofern ein späterer Eigentumsübergang nach \r\nAmortisierung gewährleistet wird. Erstmals sind auch geleaste Wärmepumpen innerhalb der \r\nBEG förderfähig. Damit die Wärmekosten für Bewohner:innen stabil bleiben oder sogar \r\nsinken, sind neben einem gesicherten Fördersatz auch niedrige Zinssätze entscheidend.  \r\nDie großen Energiedienstleister bieten auf dem Markt jedoch meist nur teure \r\nFinanzierungsmodelle mit Zinsen von mehr als 5 Prozent an. Zu dem fast zinsfreien \r\nFinanzierungskredit mit staatlicher Ausfallgarantie der Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) \r\nhaben viele Privatpersonen keinen Zugang, da die zuständigen Hausbanken die KfW-Kredite \r\noftmals nicht an ihre Kund:innen durchleiten.  \r\nEin Lösungsansatz könnte der Aufbau eines staatlich finanzierten Energiedienstleisters sein, \r\nder vulnerablen Haushalten zinsfreie Wärmepumpen-Finanzierungsmodelle anbietet. \r\nZusätzlich könnte sich dieser Dienstleister darauf konzentrieren, bezahlbare \r\nFinanzierungsmodelle für Mietshäuser und Wohnungseigentümergemeinschaften (WEGs) zu \r\nentwickeln. \r\n2.4. Erweiterung des Stromspar-Checks im Wärmesektor  \r\nUm die Energieeffizienz von Gebäuden maßgeblich zu verbessern, sind bauliche Maßnahmen \r\nunumgänglich. Sie müssen u.a. mit entsprechenden Förderprogrammen gezielt adressiert \r\nwerden, denn allein durch Verhaltensänderungen kann der Heizverbrauch nur in deutlich \r\ngeringerem Maß reduziert werden. Kurzfristig kann der Stromspar-Check in Kombination mit \r\nniedriginvestiven Maßnahmen wie digitalen Heizkörperthermostaten jedoch einen Beitrag \r\ndazu leisten, durch angepasstes Nutzerverhalten die Auswirkungen des ETS-2 etwas \r\nabzufedern.  \r\nDer Stromspar-Check sollte bundesweit flächendeckend verfügbar sein und durch eine \r\nWärmeberatung erweitert werden. Durch die bereits vorhandene Infrastruktur könnte ein \r\nneues Projekt (ggf. auch unter einem Rebranding als Energiespar-Check) schnell aufgebaut \r\n6 \r\nund unmittelbar mit der Umsetzung begonnen werden. Dies kann jedoch nur bei einem \r\nnahtlosen Übergang gelingen. \r\nDer Stromspar-Check sollte in den Feldern effizientes Nutzungsverhalten, effiziente \r\nHaushaltsgeräte, Gebäudeeffizienz und soziale Teilhabe an der Energieproduktion beraten. \r\nIn der Beratung sollte die Wechselwirkung zwischen Gebäudeeffizienz und Nutzerverhalten \r\nberücksichtigt und auf die Grenzen individueller Verhaltensänderungen hingewiesen \r\nwerden. Zusätzlich ist eine Beratung zur Teilhabe an der Energieproduktion (z.B. Beratung zu \r\nBalkonsolar-Anlagen) sinnvoll. Dafür bedarf es der langfristigen Sicherung und Aufstockung \r\ndes Beratungspersonals an den lokalen Standorten sowie der Modularisierung der \r\nBeratungsangebote für eine wirkungsvolle Beratung der Haushalte. \r\nZudem ist der Stromspar-Check ein wichtiges Kommunikationsinstrument, das auf mehreren \r\nEbenen ein größeres Bewusstsein schafft – in der Bevölkerung, bei Vermietenden und in der \r\nPolitik. Durch gezielte Beratung für Haushalte, die von Energiearmut betroffen oder bedroht \r\nsind, und die dazugehörige Datenerfassung können die Dringlichkeit struktureller \r\nMaßnahmen verdeutlicht und notwendige Veränderungen angestoßen werden. \r\n2.5. Wärmenetze in Bürgerhand mit dem Angebot von Sozialtarifen verbinden \r\nIn der EU-Verordnung zum Klima-Sozialfonds wird ausdrücklich die Erzeugung und \r\nSpeicherung von Erneuerbarer Energie durch Bürgerenergiegemeinschaften als förderfähige \r\nMaßnahme genannt. Ziel sollte es daher sein, die Wärmewende “von unten” zu fördern. Um \r\nauf bestehende, funktionierende Instrumente aufzubauen und kurzfristig Erfolge zu erzielen, \r\nbietet es sich an, das Förderprogramm „Bürgerenergiegesellschaften bei Windenergie an \r\nLand“ auf Wärmeprojekte auszuweiten. Ein quartiersbezogener Ansatz, kombiniert mit dem \r\nInstrument der Sozialtarife (günstigere Wärmebezugskosten für vulnerable Haushalte) hat \r\ndas Potential, gezielt vulnerable Haushalte finanziell zu entlasten. \r\nDie Mittel des Klima-Sozialfonds könnten dafür eingesetzt werden, dass es im Falle der \r\nRealisierung eines Wärmenetzes durch eine Bürgerenergiegemeinschaft zwei Nahwärme\r\nTarife gibt. Der Tarif, der sich nach einer entsprechenden Prüfung an vulnerable Haushalte \r\nrichtet, könnte staatlich durch den KSF subventioniert werden.4 \r\n3. Maßnahmenvorschläge im Bereich Verkehr \r\nMobilität ist kein Selbstzweck, sondern die Grundlage dafür, die Orte zu erreichen, an denen \r\nsich unser Leben abspielt und so am gesellschaftlichen Leben teilzuhaben. Wer nicht mobil \r\nist, hat einen eingeschränkten oder gar keinen Zugang zu Arbeit, Bildung und Versorgung \r\nsowie dem kulturellen und sozialen Leben. Man spricht dann von Mobilitätsarmut. Die \r\nGründe für Mobilitätsarmut sind vielfältig: sei es aus gesundheitlichen Einschränkungen, \r\naufgrund des Alters, weil Mobilität zu teuer ist oder der Bus schlicht zu selten vor der \r\nHaustür hält. \r\n4https://www.buendnis\r\nbuergerenergie.de/fileadmin/user_upload/downloads/Positionspapiere/Impulspapier_Klimasozialfonds_fuer_die_\r\n Buergerenergie_BBEn.pdf \r\n7 \r\nHäufig entstehen Probleme dort, wo der öffentliche Verkehr versagt und das eigene Auto die \r\neinzige praktikable Alternative ist. Das ist für Menschen, die sich eigentlich kein Auto leisten \r\nkönnen, besonders problematisch. Denn sie verwenden einen überproportionalen Teil ihres \r\nverfügbaren Einkommens für die Automobilität und haben bei steigenden Kosten durch den \r\nCO2-Preis auf Kraftstoffe kaum Ausweichmöglichkeiten. Aber auch, wer kein Auto hat und \r\nsich das Ticket für Bus und Bahn nicht immer leisten kann, gerät durch Preissteigerungen bei \r\nTickets und der allgemeinen Inflation infolge höherer Energiepreise noch weiter unter Druck \r\nund ist in seiner Mobilität stark eingeschränkt. Diese Haushalte werden durch herkömmliche \r\nFörderung bisher kaum erreicht. Darum ist es wichtig, Haushalten mit geringem Einkommen \r\nZugang zu klimaschonender und günstiger Mobilität zu eröffnen. Hier liegt auch ein großes \r\nPotential für die Akzeptanz von Klimaschutzmaßnahmen. Der Klima-Sozialfonds soll Wege \r\naus dem fossilen Lock-in für vulnerable Gruppen finden und unterstützen, indem er Anreize \r\nfür eine Verlagerung auf nachhaltige Verkehrsmittel setzt, Alternativen zum Auto in schlecht \r\nerschlossenen Regionen fördert und so langfristig zur Reduktion von CO2 und von \r\nMobilitätsarmut beiträgt.  \r\nIm Folgenden schlagen die Verbände Maßnahmen für den nationalen Klima-Sozialplan vor, \r\ndie geeignet sind, vulnerablen und mobilitätsarmen Haushalten den Zugang zu \r\nklimafreundlicher Mobilität zu ermöglichen und gleichzeitig einen wichtigen Beitrag zur \r\nReduktion der Treibhausgasemissionen im Verkehrsbereich zu leisten. \r\n3.1. Einführung eines bundesweiten Sozialtickets \r\nUm auch Menschen mit geringem Einkommen den Zugang zu klimafreundlicher Mobilität zu \r\nermöglichen, ist die Einführung eines bundesweit gültigen Sozialtickets ein wichtiger Schritt. \r\nFür Armutsbetroffene besteht bisher kein bundeseinheitliches Angebot für ein vergünstigtes \r\nDeutschlandticket, obwohl sie besonders häufig auf öffentliche Verkehrsmittel angewiesen \r\nsind. Rund jeder zweite einkommensarme Haushalt in Deutschland besitzt kein Auto. Da das \r\nverfügbare Einkommen dieser Personengruppe sehr begrenzt ist, kommt es in besonderem \r\nMaße auf die Erschwinglichkeit und Preisstabilität der Tickets an. Selbst kleinere \r\nPreiserhöhungen können einkommensarme Menschen von der Mobilität und damit sozialer \r\nTeilhabe ausschließen. \r\nBeziehenden von Bürgergeld (SGB II), Wohngeld (WoGG), Kinderzuschlag (BKGG), Sozialhilfe \r\n(SGB XII), Grundsicherung im Alter und bei Erwerbsminderung (SGB XII) sowie Leistungen \r\nnach dem Asylbewerbergesetz sowie deren Bedarfsgemeinschaft sollte das vergünstigte \r\nTicket zugänglich sein.5  \r\nPerspektivisch sollte das Sozialticket auf einen Jugend- und Azubitarif ausgeweitet werden, \r\num die Teilhabe an der Mobilität für Kinder, Jugendliche und Auszubildende zu verbessern \r\nund bundeseinheitliche Regelungen zu schaffen.   \r\n3.2. Anreize zum Kauf und zur Nutzung von Fahrrädern und Pedelecs  \r\nVon den steuerlichen Vorteilen eines (E)-Dienstwagens und sogar eines Dienstrads \r\nprofitieren bisher nur sehr wenige Menschen: Arbeitnehmer:innen mit geringem \r\n5https://www.umweltbundesamt.de/publikationen/verteilungswirkungen-einer-verkehrswende \r\n8 \r\nEinkommen, Azubis und befristet Beschäftigte können diese Vorteile selten oder gar nicht in \r\nAnspruch nehmen. Menschen ohne Erwerbsarbeit haben ebenfalls keinen Zugang zu dieser \r\nFörderung. Eine sozial gestaffelte Kaufprämie für Fahrräder, Pedelecs und S-Pedelecs oder  \r\nE-Lastenräder kann gezielt Geringverdienende und Menschen ohne Einkommen bei ihren \r\nMobilitätskosten entlasten. Dies hat nicht nur eine soziale Wirkung, sondern entlastet auch \r\ndas Klima. Pedelecs und S-Pedelecs sind auch im ländlichen Raum sowie auf Strecken über \r\n10 Kilometer eine sinnvolle Alternative zum Auto.  \r\nUm das Potential des Radverkehrs voll auszuschöpfen und den Umstieg auf klimafreundliche \r\nMobilität zu erleichtern, muss das Fahrrad konsequent als intermodales Verkehrsmittel \r\ngestärkt werden. Dazu braucht es neben einer flächendeckend ausgebauten \r\nFahrradinfrastruktur auch sichere Fahrradabstellanlagen an Bahnhöfen und ÖPNV\r\nHaltestellen sowie verbesserte Möglichkeiten zur Fahrradmitnahme in öffentlichen \r\nVerkehrsmitteln. Sinnvoll ist es darüber hinaus, als niederschwelliges Angebot auch den \r\nAusbau von Bike-Sharing-Systemen zu fördern und ins ÖPNV-Angebot zu integrieren, \r\ninsbesondere im ländlichen Raum.  \r\n3.3. Förderung von Bedarfsverkehrsangeboten  \r\nIn Regionen oder zu Zeiten, in denen der herkömmliche, liniengebundene öffentliche \r\nPersonennahverkehr (ÖPNV) aufgrund geringer Nachfrage an seine Grenzen stößt, können \r\nergänzende On-Demand-Mobilitätsangebote eine entscheidende Verbindungslücke \r\nschließen. Elektrische Rufbusse und barrierefreie Taxis, die bequem per App oder Telefon \r\nbuchbar sind, erweitern das bestehende Verkehrsangebot auf sinnvolle Weise. Sie ergänzen \r\nden öffentlichen Nahverkehr und schaffen flexible, bedarfsgerechte Mobilitätslösungen, die \r\nfür alle zugänglich und einfach nutzbar sind. Dabei sollte der Einsatz emissionsarmer \r\nFahrzeuge stets gewährleistet sein. \r\nDiese Angebote tragen dazu bei, die Abhängigkeit vom privaten Pkw zu verringern und \r\nschaffen insbesondere für Menschen in ländlichen Gebieten eine wertvolle Alternative.  \r\nUm den Betreibenden langfristige Planungssicherheit zu bieten, muss die Finanzierung von \r\nBedarfsverkehrsangeboten verstetigt werden. Zudem ist es unerlässlich, On-Demand\r\nAngebote vollständig in die bestehende Verbund- und Tarifstruktur zu integrieren. \r\n3.4. Social Leasing von E-Fahrzeugen \r\nSocial Leasing wird derzeit viel diskutiert und findet als sozial- und industriepolitische \r\nMaßnahme zur Förderung kleiner E-Autos Zuspruch. Gleichzeitig zeigt das Beispiel aus \r\nFrankreich, dass Social Leasing eine sehr teure, wenn auch stark nachgefragte Subvention ist. \r\nSollte Social Leasing über den KSF finanziert werden, wären die verfügbaren Mittel im \r\nVerkehrsbereich vollständig ausgeschöpft. Zusätzliche Maßnahmen wären nicht finanzierbar. \r\nSocial Leasing kann jedoch von der neuen Bundesregierung eingeführt und anderweitig \r\nfinanziert werden.  \r\nKriterien für die Zugangsberechtigung sollten sicherstellen, dass Social Leasing zielgerichtet \r\neinkommensarme Haushalte beim Umstieg auf E-Mobilität unterstützt, die nicht auf den \r\nÖPNV umsteigen können. Geeignete Zugangskriterien können unter anderem die Qualität \r\n9 \r\nder ÖPNV-Anbindung und/oder Länge des Arbeitswegs sein sowie die Bedingung, einen alten \r\nVerbrenner gegen das neue E-Auto einzutauschen. Darüber hinaus sollte das erfasste \r\nEinkommen gewichtet werden, um Familien nicht zu benachteiligen. \r\nUnterzeichnende Verbände \r\nAWO Bundesverband e.V. \r\nBund für Umwelt und Naturschutz Deutschland e.V. (BUND) \r\nBündnis Bürgerenergie e.V. \r\nDeutscher Caritasverband e. V. \r\nDeutscher Mieterbund e.V. \r\nDeutscher Paritätischer Wohlfahrtsverband - Gesamtverband e.V. (Der Paritätische) \r\nDeutsche Umwelthilfe e.V. \r\nDiakonie Deutschland \r\nInstitut für Kirche und Gesellschaft (IKG) \r\nKlima-Allianz Deutschland e.V. \r\nT&E Deutschland \r\nVerkehrsclub Deutschland e.V. (VCD) \r\nWWF Deutschland \r\nKontakt \r\nStellvertretend für die unterzeichnenden Verbände: \r\nKlima-Allianz Deutschland \r\nChristiane Hildebrandt \r\nchristiane.hildebrandt@klima-allianz.de \r\n030/780 899 528 \r\nMärz 2025 \r\n10 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Arbeit und Soziales (BMAS)","shortTitle":"BMAS","url":"https://www.bmas.de/DE/Startseite/start.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) (20. WP)","shortTitle":"BMDV (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Bürgerenergie-Wahlprogramm\r\nDie Bürgerenergie ist eine der großen Erfolgsgeschichten der Energiewende. Seit Jahrzehnten schließen sich Menschen vor Ort zusammen, bauen Wind- und Solaranlagen oder lokale Wärmenetze. Diese Menschen sorgen für lokalen Klimaschutz und weniger Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen. Die Bürgerenergie besteht aus Pionier*innen, die nachhaltige und günstige Energieversorgung direkt vor Ort umsetzen. Außerdem mobilisiert die Bürgerenergie beträchtliches Kapital für die Energiewende.\r\nGesamtgesellschaftlich leistet die Bürgerenergie einen großen Mehrwert: Dort, wo Menschen gemeinschaftlich Energie erzeugen, steigt die Akzeptanz für die Energiewende. Dort, wo Menschen gemeinsam von den finanziellen Vorteilen profitieren, entsteht Zusammenhalt statt Spaltung. Dort, wo Bürger*innen gemeinsam Windparks, Nahwärmenetze und Ladeinfrastruktur voranbringen, wird die Wirtschaft gestärkt und eine Unabhängigkeit von Energieimporten möglich. Dort, wo Menschen gemeinsam Lösungen finden, wird Demokratie gelebt und der Populismus in die Schranken gewiesen.\r\nUm das Potenzial der Bürgerenergie zu nutzen, muss die nächste Bundesregierung es zur Priorität machen, die passenden Rahmenbedingungen für die Bürgerenergie zu schaffen.\r\n1. Finanzierungsrahmen für Erneuerbare Energien\r\na. Bürgerenergie stärkt Wettbewerb und Teilhabe im Strommarkt der Zukunft\r\nDas Strommarktdesign der Zukunft kann entweder von den Stärken der Bürgerenergie profitieren, indem Wettbewerbsintensität und Akteursvielfalt gestärkt werden oder die Handlungsfähigkeit der Bürgerenergie bis hin zum Marktausschluss beschneiden. Neue Finanzierungsmechanismen müssen deshalb intensiv auf ihre Auswirkungen auf Kriterien wie Planungssicherheit, Finanzierungskosten und Bürgerbeteiligung geprüft werden. Es müssen Ausnahmeregelungen für kleinere und mittlere Akteure im Strommarkt vorgesehen werden - analog zur Ausnahme von Bürgerenergieakteuren zur Teilnahme an den Ausschreibungen.\r\nIm Rückblick haben grundlegende Veränderungen am komplexen Fördersystem der Erneuerbaren Energien immer zu großer Marktunsicherheit geführt. So führte die Einführung von Ausschreibungen zur Ermittlung der anzulegenden Werte in den Jahren nach 2014 zu einem Zusammenbruch des Windkraftausbaus und einem Marktausschluss von Bürgerenergiegemeinschaften. Hieraus sollte die Lehre gezogen werden, das Fördersystem nur behutsam und wenn notwendig zu verändern. Dies gilt auch für die Umsetzung der europarechtlichen Regelungen. Erst wenn sich ein Fadenriss für alle Akteure sicher ausschließen lässt, könnte eine solche Systemumstellung in deutsches Recht implementiert werden.\r\nMitbestimmen und mitverdienen - Bürgerenergie ist gelebte Demokratie!\r\n2\r\nb. Planungssicherheit und Wettbewerbsfähigkeit auch kurzfristig garantieren\r\nPlanungssicherheit hat für Bürgerenergieakteure höchste Priorität. Allerdings wird diese durch die zwei im Folgenden dargestellten Instrumente, die zurzeit zur Diskussion stehen, gefährdet.\r\naa. Wegfall der Absicherung bei negativen Strompreisen für Neuanlagen riskiert Akteursvielfalt\r\nBesonders problematisch für Anlagen in Bürgerhand wäre der Wegfall der Absicherung bei negativen Strompreisen für Neuanlagen. Aktuelle Diskussionen beeinträchtigen oder stoppen bereits jetzt laufende Projektplanungen. Ein Wegfall der Absicherung widerspricht der Zielsetzung, die Absicherung für erneuerbare Energien erst dann einzustellen, wenn der Strommarkt flexibel ist und ausreichend Speicher verfügbar sind.\r\nAuch eine Verlängerungsoption des Vergütungszeitraums um diejenigen Zeitstunden, welche im Rahmen des zwanzigjährigen Förderzeitraums in § 51-EEG-Zeitfenstern lagen (§51a EEG und EnWG-Novelle), ist keine Lösung: Die Liquidität der kleinen Akteure würde nicht gesichert und die damit einhergehende Insolvenzgefahr nicht behoben. Ein Projekt gerät leicht in Schieflage, wenn in einem Jahr deutlich mehr negative Stunden als erwartet zu verzeichnen sind. Die Bürgerenergie kann diese finanziellen Risiken nicht über Skaleneffekte wettmachen. Zudem würde die Kapitalbeschaffung durch mangelnde Liquidität ungleich erschwert. Kleine und mittlere Akteure werden so aus dem Markt gedrängt.\r\nAlternativ zu einer Zeitförderung über 20 Jahre und einer Verlängerung des Vergütungszeitraums bei negativen Preisen, sprechen wir uns für eine Mengenförderung aus. Hierdurch würde ein Anreiz geschaffen, dass Anlagenbetreiber und Direktvermarkter bei negativen Strompreisen nicht einspeisen. Die Energiemengen würden über 20 Jahre summiert und könnten im einundzwanzigsten Betriebsjahr nachgeholt werden.\r\nAllerdings müsste in einem solchen System der besonderen Rolle der Bürgerenergie Rechnung getragen werden: Einerseits erfüllt die Bürgerenergie besondere Systemdienstleistungen wie die nachweisliche Steigerung von Akzeptanz und Teilhabe. Andererseits ist sie mit besonderen Risiken behaftet, wie der Tatsache, dass finanzielle Risiken meistens nicht über mehrere Projekte gestreut werden können. Daher braucht es für die Bürgerenergie eine Mindestvergütung, um Planbarkeit und Liquidität zu sichern und Wettbewerbsfähigkeit gegenüber anderen Akteuren im Energiemarkt zu gewährleisten.\r\nMitbestimmen und mitverdienen - Bürgerenergie ist gelebte Demokratie!\r\n3\r\nbb. Absenkung der Direktvermarktungsschwelle birgt erhebliche Risiken\r\nEine weitere zentrale Herausforderung für die Bürgerenergie wäre die Absenkung der Direktvermarktungsschwelle (DV). Kern der Debatte um die Absenkung der Direktvermarktungsschwelle ist die mangelnde Steuerbarkeit kleiner Anlagen. Anstatt die Bürgerenergie existentiellen, finanziellen Risiken auszusetzen, sollte die Steuerbarkeit der Anlagen mit technischen Lösungen behoben werden. In jedem Falle gilt: Erst bei akzeptablen Marktbedingungen kann die Absenkung befürwortet werden.\r\n(1) Finanzierungsrisiken für die Bürgerenergie bei der Absenkung der DV-Schwelle\r\n(a) Erhöhte finanzielle Risiken: Bürgerenergiegesellschaften sind oft kleiner und weniger diversifiziert als große Energieunternehmen. Sie haben daher weniger Möglichkeiten, Risiken zu streuen. Die verpflichtende Direktvermarktung erhöht das Risiko von steigenden Vermarktungskosten. Bereits heute ist es schwierig, gute Anbieter zu fairen Preisen auszuwählen. Zusätzlich verhindert die Absenkung der Direktvermarktungsschwelle, dass Bürgerenergieprojekte mit planbaren Vergütungen kalkulieren können.\r\n(b) Eingeschränkte Finanzierungsmöglichkeiten: In der Konsequenz werden Banken und andere Finanzierer zögerlicher sein, Kredite zu gewähren, da die verpflichtende Direktvermarktung als unsicher angesehen wird. Dies könnte zu höheren Finanzierungskosten führen und die Realisierung neuer Projekte erschweren.\r\n(c) Komplexität und Unsicherheit: Viele Bürgerenergieprojekte werden von Personen betrieben, die bislang nicht am Energiemarkt agieren mussten. Mit der Direktvermarktung müssten sich viele Bürgerenergieakteure erstmals intensiv mit den komplexen Marktmechanismen auseinandersetzen. Wünschenswert sind unbürokratische und gut verständliche Abläufe.\r\n(d) Grundproblematik ist die mangelhafte Steuerbarkeit der Anlagen: Mit Anreizen zur bedarfsgerechten Stromproduktion, können die Bürgerenergiegemeinschaften ihre Stromproduktion an den tatsächlichen Bedarf anpassen, z.B. über Energy Sharing.\r\n(2) Praktische Herausforderungen\r\nNeben Finanzierungsrisiken sprechen auch praktische Herausforderungen gegen die Absenkung der DV-Schwelle. Die Prozesse zwischen Netzbetreibern und Direktvermarktern sind aktuell nicht massentauglich. Hier stehen geringe Strommengen kleiner Anlagen und damit niedrige Erträge einem hohen Aufwand gegenüber. Derzeit gibt es kaum Direktvermarkter, die bereit sind, solche kleinen Mengen zu vermarkten. Falls doch eine Absenkung der DV-Schwelle umgesetzt werden sollte, sollte die erste Absenkung unbedingt\r\nMitbestimmen und mitverdienen - Bürgerenergie ist gelebte Demokratie!\r\n4\r\neinem Monitoring unterzogen werden, um die praktische Umsetzbarkeit sicherzustellen und alle Akteure bei diesem Prozess zu begleiten. Wir befürchten stark, dass durch die Absenkung der DV-Schwelle der Ausbau von Photovoltaikanlagen auf kleinen Gewerbedächern, Dächern der öffentlichen Hand und Dächern von Mehrparteienwohngebäuden ins Stocken gerät und die Bürgerenergie aus dem Markt gedrängt wird. Folglich sollte das Monitoring insbesondere die Auswirkungen auf die kleinen und mittleren Akteure im Blick haben.\r\n2. Keine Sperrfrist für Bürgerenergie-Projekte\r\nBürgerenergiegesellschaften und ihre Mitglieder, die juristische Personen sind, sollen mehr als ein Wind- und ein Solarfreiflächenprojekt in drei Jahren umsetzen dürfen. Die Voraussetzungen für Bürgerenergiegesellschaften sind bereits jetzt sehr hoch und bedürfen deshalb keinerlei Beschränkung (§ 22b Abs. 1 Nr. 3 und Abs. 2 Nr. 2 EEG) auf Projekte pro Technologie bzw. Segment und einem festgelegten Zeitraum. Aktuell führt diese Regelung dazu, dass Bürgerenergiegesellschaften, die Erfahrungen in der Projektentwicklung gemacht haben, ihre Fähigkeiten - weder innerhalb des Ausschreibungssystems noch im Rahmen der Ausnahme von den Ausschreibungen - weiter anwenden dürfen.\r\n3. Vor-Ort-Versorgungskonzepte umsetzbar machen\r\na. Energy Sharing endlich gesetzlich verankern\r\nEnergy Sharing ermöglicht die gemeinsame Nutzung von Strom. Im Kleinen kann Strom in der Nachbarschaft geteilt werden. Im Großen kann Strom aus Wind- und Solarparks in der Region genutzt werden – für Anlagen, bei denen die lokale Akzeptanz oft eine Herausforderung ist.\r\nEs ist damit an der Zeit, die europarechtlich verbindliche Energy Sharing-Regelung nach Art. 15a EMD1 endlich in das nationale Recht umzusetzen. Die Europäische Union hat das Potential von Energy Sharing in Bürgerenergiegesellschaften erkannt und bereits 2019 in Art. 22 der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED II)2 mit einer Umsetzungsfrist bis Mitte 2021 verankert. Die Frist lief ohne entsprechende Umsetzung in deutsches Recht ab. Die Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie spezifiziert dabei zentrale Aspekte des Energy Sharing und erkennt die Rolle von Bürgerenergiegemeinschaften in Art. 15a Abs. 9 EMD explizit an. Mit dem letzten Entwurf der EnWG-Novelle lag erstmals ein Konzept zur nationalen Umsetzung der EU-Richtlinie vor.\r\n1 EU, Richtlinie 2024/1711 des Europäischen Parlaments und Rates vom 13.06.2024, https://eurlex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/PDF/?uri=OJ:L_202401711 [letzter Abruf vom 28.11.2024].\r\n2 EU, Richtlinie 2018/2001 vom 11. Dezember 2018 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/PDF/?uri=CELEX:32018L2001&from=DE [letzter Abruf vom 28.11.2024].\r\nMitbestimmen und mitverdienen - Bürgerenergie ist gelebte Demokratie!\r\n5\r\nEnergy Sharing ist nicht nur ein entscheidender Baustein für eine höhere Akzeptanz von großen Erneuerbaren-Energien-Anlagen und ein Garant für günstigere Energiepreise auch für Menschen ohne Wohneigentum. Die Einbindung von Wind- und PV-Parks, großen PV-Dachanlagen sowie Energiespeichern in Energy Sharing-Konzepte dient der gemeinsamen Nutzung von Energie. Zielsetzung ist die Einbindung von Wind- und Solarparks, bei denen die Akzeptanz oft eine Herausforderung ist.\r\nEnergy Sharing kann darüber hinaus bei richtiger Ausgestaltung systemdienlich sein, denn das Konzept:\r\n● erzeugt betriebswirtschaftlich, volkswirtschaftlich wie auch netztechnisch positive Effekte und kann dazu beitragen, schneller mehr erneuerbare Erzeugung und mehr neue, flexible Stromverbraucher in das bestehende Stromnetz zu integrieren\r\n● steigert das Interesse am Bau von EE-Anlagen und mobilisiert damit private wie öffentliche Investitionen\r\n● schafft Anreize, den Stromverbrauch an die Erzeugung der gemeinschaftlich genutzten Anlagen auszurichten\r\n● stellt die lokale Wertschöpfung und die sozial gerechtere Verteilung dieser sicher\r\n● stellt die Nutzung von Flexibilitätspotenzialen zur Förderung der Digitalisierung und Beschleunigung des Transformationsprozesses sicher, indem Energy Sharing-Nutzer*innen z.B. zum Pflichteinbaufall für die Smart Meter werden könnten\r\n● fördert die gesellschaftliche Akzeptanz und Beteiligung am Umbau des Energiesystems\r\n● kann durch die Regionalisierung von Stromerzeugung und -verbrauch dazu beitragen, dass weniger Energie-Infrastruktur benötigt und somit die Netzausbaukosten sinken\r\n● bringt die Demokratieförderung im Energiesystem voran.\r\nb. Marktkommunikationsprozesse für die Vor-Ort-Versorgung standardisieren\r\nDamit Mieterstrom, die Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung und zukünftig auch Energy Sharing zu einem relevanten Geschäftsfeld werden können, müssen standardisierte Marktkommunikationsprozesse etabliert werden. Nur so können die lang ersehnten Modelle in die Anwendung kommen und den bislang vernachlässigten Bereich der Bewohner*innen von Mehrparteienhäuser dazu befähigen, den Solarstrom vom gemeinsamen Dach auch gemeinschaftlich und unbürokratisch zu nutzen. Die nächste Bundesregierung sollte daher die Bundesnetzagentur mit ausreichenden Mitteln ausstatten, damit diese ihre Zuständigkeiten umfassend und zügig ausführen kann.\r\nMitbestimmen und mitverdienen - Bürgerenergie ist gelebte Demokratie!\r\n6\r\nc. Gesetzliche Spielräume für Kundenanlagen von Bürgerenergiegemeinschaften nutzen\r\nDer Europäische Gerichtshof (EuGH) hat in einem Urteil vom 28. November 2024 sog. Kundenanlagen für unvereinbar mit den Vorgaben der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie erklärt (Rechtssache C-293/233). Die zukünftige Bundesregierung muss nun umgehend eine nationale Gesetzesänderung im EnWG vornehmen, um Rechtssicherheit zu schaffen. Wir fordern dabei, vor allem die verbleibenden Spielräume für Bürgerenergiegemeinschaften und geschlossene Verteilernetze zu nutzen, für welche die Richtlinie 2019/944 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 Ausnahmen in Artikel 384 zulässt.\r\n4. Bürgerenergieziel im Koalitionsvertrag verankern\r\nDie Bürgerenergie ist der Wegbereiter der Energiewende und garantiert lokale Wertschöpfung und Teilhabe. Daher sollten sich 40% der neu installierten Leistung von Erneuerbaren-Energie-Anlagen in Bürgerhand befinden und dies als Bürgerenergieziel im Koalitionsvertrag verankert werden. Nur so wird die demokratische, partizipative Energiewende messbar. Hierbei ist die gesellschaftsrechtliche Teilhabe zu bevorzugen. Zur Zielerreichung sollte ein regelmäßiger Bürgerenergie-Gipfel den Dialog zwischen Bürgerenergieakteuren und der Politik sicherstellen. Bei Verfehlung der Ziele sollten geeignete Maßnahmen zur Zielerreichung erarbeitet werden.\r\n5. Bürgschaftsprogramm für Wärmeprojekte in Bürgerhand\r\nFür den Ausbau der Wärmenetze sind massive Investitionen notwendig. Gerade kleinere und mittlere Akteure (KMU, Stadtwerke, Genossenschaften) haben mit Blick auf die gestiegenen Zinssätze immer mehr mit der Akquisition von Fremdkapital zur Realisierung neuer Wärmeprojekte zu kämpfen. Erschwerend kommt hinzu, dass die Netzinfrastruktur von den Banken oft nicht als Sicherheit anerkannt wird. Der Gesetzgeber sollte hier über die Einrichtung eines bundesweiten Bürgschaftsprogrammes unterstützend aktiv werden. Als gute Vorlage kann das in Schleswig-Holstein eingeführte Bürgschaftsprogramm dienen.5 Auch NRW hat kürzlich einen Bürgerenergiefonds NRW ins Leben gerufen, welcher auch auf Wärme ausweitet werden sollte. Bürgerinitiativen,\r\n3 ECLI:EU:C:2024:992, https://curia.europa.eu/juris/document/document.jsf?text=&docid=292741&pageIndex=0&doclang=DE&mode=req&dir=&occ=first&part=1 [letzter Aufruf vom 18.12.2024].\r\n4 EU, Richtlinie 2019/944 vom 5. Juni 2019 abrufbar unter: RICHTLINIE (EU) 2019/ 944 DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES - vom 5. Juni 2019 - mit gemeinsamen Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Änderung der Richtlinie 2012/ 27/ EU [Letzter Abruf vom 19.12.2024],\r\n5 Land Schleswig-Holstein, https://www.schleswig-holstein.de/DE/landesregierung/ministerien-behoerden/V/Presse/PI/2024/04/240404_B%C3%BCergschaftsprogramm_W%C3%A4rmenetze [letzter Aufruf vom 28.11.2024].\r\nMitbestimmen und mitverdienen - Bürgerenergie ist gelebte Demokratie!\r\n7\r\ndie die lokale Energiewende vorantreiben, können seit dem 6. Dezember 2024 eine finanzielle Förderung für die Planungskosten bekommen.6\r\nDarüber hinaus sollte die Bürgerenergie mit ihrer lokalen Expertise bei der kommunalen Wärmeplanung eingebunden werden - auch um die Kommunen mit ihren beschränkten Ressourcen zu unterstützen. Das Wissen, das Engagement und das Kapital der lokalen Zivilgesellschaft sind unabdingbar für den Erfolg der kommunalen Wärmeplanung. In der Planungs- und Umsetzungsphase sind Bürgerenergiegesellschaften durch ihre lokale Verankerung ein ideales Scharnier zwischen den Kommunen und den Bürger*innen.7\r\n6. Förderprogramm Bürgerenergiegesellschaften ausweiten, Weichen für Klimasozialpläne stellen\r\na. Förderprogramm Bürgerenergiegesellschaften\r\nDamit die Bürgerenergie als gleichberechtigter Partner am Energiemarkt agieren kann und Markteintrittsbarrieren abgebaut werden, sollte das Förderprogramm “Bürgerenergiegesellschaften” bei Windenergie an Land8 von der neuen Regierung zeitnah auf Photovoltaik-Projekte und Wärme, bestenfalls auf weitere erneuerbare Technologien und Effizienz, ausgeweitet werden.\r\nb. Klimasozialpläne\r\nZukünftig wird das Instrument der Klimasozialpläne für die lokale Energiewende ebenfalls sehr entscheidend sein. Konkret geht es dabei um die Erlöse aus dem Emissionshandel für Wärme und Verkehr, der für den europäischen Klimasozialfonds vorgesehen ist. Ziel ist es, Bevölkerungsgruppen mit niedrigem Einkommen finanziell zu unterstützen und gezielte Förderprogramme ins Leben zu rufen, um die finanziellen Auswirkungen des Emissionshandels abzufedern. Die EU erkennt dabei explizit die Rolle der Bürgerenergiegemeinschaften an, die für einen gerechten Zugang zu günstiger Erneuerbarer Energie sorgen können. Das Europäische Parlament und der Rat selbst begründen dies in dem Erwägungsgrund 25 der Richtlinie. Sie sehen in den Gemeinschaften und in der Förderung der Verbreitung des Eigenverbrauchs von Erneuerbarer Energie einen wesentlichen Hebel dafür, die Umstellung des Energiesystems im Strom- und Wärmebereich effizient auf Erneuerbare Energien umzustellen, da privates Kapital und der Rückhalt der Bevölkerung für einen schnellen Wandel unabdingbar seien.\r\n6 Land Nordrhein-Westfalen, https://www.wirtschaft.nrw/sonderbuergschaft-des-landes-nordrhein-westfalen [Letzter Abruf vom 17.12.2024].\r\n7 DGRV, Genossenschaftliche Wärmenetze als Chance für die Wärmewende, abrufbar unter: https://www.dgrv.de/wp-content/uploads/2024/03/Positionspapier_Waermegenossenschaften.pdf [letzter Abruf vom 28.11.2024].\r\n8 BAFA, https://www.bafa.de/DE/Wirtschaft/Beratung_Finanzierung/Buergerenergiegesellschaften/buergerenergiegesellschaften_node.html [Letzter Abruf vom 17.12.2024].\r\nMitbestimmen und mitverdienen - Bürgerenergie ist gelebte Demokratie!\r\n8\r\nUm auch vulnerable Haushalte mit einzubeziehen, bräuchte es zusätzliche Fördermittel in diesem Bereich. Die Ausgestaltung der Klimasozialpläne gestaltet sich insofern herausfordernd, als dass die Mitgliedstaaten in den bis Ende Juni 2025 zu erarbeitenden Klimasozialplänen abschätzen sollen, wie viele Haushalte in dem jeweiligen Land von Preissteigerungen in Folge des ETS 2 betroffen sein werden. Um diesem Kausalitätsprinzip gerecht zu werden und die Fördermittel gezielt an vulnerable Haushalte zu vergeben, schlägt das Bündnis Bürgerenergie einen Quartiersansatz kombiniert mit dem Instrument der Sozialtarife vor. Um dabei auf bestehende funktionierende Instrumente aufzubauen und kurzfristig Erfolge zu erzielen, würde es sich anbieten, das Förderprogramm „Bürgerenergiegesellschaften” bei Windenergie an Land (wie oben beschrieben) auf Wärmeprojekte auszuweiten. Zudem könnte eine Fördermitgliedschaft für vulnerable Gruppen angedacht werden. Die konkrete Ausgestaltung ist dem ausführlichen Impulspapier des Bündnis Bürgerenergie zu entnehmen.9\r\nDa über den ETS II noch mehr Gelder als im hier angesprochenen Klima-Sozialfonds zur Verfügung stehen, sollten diese Fördermittel für vulnerable Haushalte durch Bürgerenergiegemeinschaften nicht nur im Wärme- und Verkehrsbereich, sondern auch im Strombereich zur Verfügung gestellt werden. Schließlich werden im Artikel 8 der Verordnung 2023/955 vom 10. Mai 2023 zur Einrichtung eines Klima-Sozialfonds10 unter der Nummer 1 c) die Erzeugung und Speicherung von Erneuerbarer Energie durch Bürgerenergiegemeinschaften und andere Vor-Ort-Versorgungsmodelle wie Energy Sharing oder Peer-to-Peer-Trading als förderfähige Maßnahmen ausdrücklich benannt.\r\nFachliche Ansprechpartnerinnen:\r\n9 BBEn, https://www.buendnis-buergerenergie.de/fileadmin/user_upload/downloads/Positionspapiere/Impulspapier_Klimasozialfonds_fuer_die_Buergerenergie_BBEn.pdf [Letzter Abruf vom 17.12.2024].\r\n10 EU, VERORDNUNG (EU) 2023/955 DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES vom 10. Mai 2023 zur Einrichtung eines Klima-Sozialfonds und zur Änderung der Verordnung (EU) 2021/1060; abrufbar unter: https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/PDF/?uri=CELEX:32023R0955 [letzter Abruf vom 28.11.2024].\r\nValérie Lange\r\nReferentin Energiepolitik und -wirtschaft\r\nBündnis Bürgerenergie e.V.\r\nvalerie.lange@buendnis-buergerenergie.de\r\n+49 (0) 179 4159636 Marienstr. 19/20 • 10117 Berlin\r\nViola Theesfeld\r\nReferentin Energiepolitik und -wirtschaft\r\nBündnis Bürgerenergie e.V.\r\nViola.Theesfeld@buendnis-buergerenergie.de\r\n+49 (0)155 60368652\r\nMarienstr. 19/20 • 10117 Berlin"},"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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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Sehr geehrte Frau Dr. Weisgerber, \r\nSehr geehrter Herr Jung, \r\nSehr geehrter Herr Helfrich, \r\ngerne möchten wir Ihnen unsere drei wichtigsten Forderungen für die laufenden \r\nKoalitionsverhandlungen mit an die Hand geben, damit die kleinen und mittleren \r\nAkteure weiterhin eine starke Rolle in der Energiewirtschaft spielen können, indem sie \r\ndie Kommunen vor Ort bei ihrer Aufgabenbewältigung unterstützen und privates Kapital \r\nmobilisieren. Zudem wird uns wohl allen in der aktuellen Krisensituation schmerzlich \r\nbewusst, dass nur eine dezentrale Energieversorgung resilient aufgestellt ist und \r\nden Bürgerinnen und Bürgern in Deutschland die nötige Versorgungssicherheit \r\ngarantiert. \r\nUnsere Forderungen im Einzelnen: \r\n1. Das Strommarktdesign der Zukunft krisenfest gestalten \r\nDamit unsere Energieversorgung angriffssicher ist und keine Abhängigkeit mehr von \r\nfossilen Brennstoffen besteht, sollte so schnell wie möglich eine Versorgung mit 100 % \r\nErneuerbaren Energien erreicht werden. Um die Energiewende vor Ort für alle zu einem \r\nGewinnerprojekt zu machen, den Wirtschaftsstandort Deutschland zu stärken und die \r\nkommunalen Kassen zu entlasten, sollten möglichst viele Menschen Erneuerbare\r\nEnergie-Anlagen zubauen und zu Eigentümerinnen und Eigentümern der Anlagen \r\nwerden (als Privatperson, als Landwirt bzw. Landwirtin oder als Mitglied einer \r\nEnergiegemeinschaft). So bleibt die Wertschöpfung vor Ort und die Menschen \r\nprofitieren von dem Gemeinschaftsprojekt \"Energiewende\" durch niedrigere \r\nEnergiekosten. Je mehr Menschen sich am Umbau der Energieversorgung beteiligen, \r\ndesto weniger führt die gesellschaftliche Transformation zu einer Spaltung in der \r\nGesellschaft. Um diesem Ziel näher zu kommen, muss der zukünftige \r\nFinanzierungsrahmen auch die Belange der Bürgerenergie mitdenken. \r\n2. Flexibilitätspotentiale heben und Sektorenkopplung befördern \r\nEnergy Sharing sollte ein Teil der Antwort auf die Frage sein, wie Erzeugung, Speicher \r\nund flexible Lasten das zukünftige Energiesystem entlasten können. Die lokale \r\nErzeugung und der Verbrauch von Strom können Anreize für netzdienliches Verhalten \r\nsetzen. Aus diesem Grund sollte der ursprünglich vorgesehene § 42c EnWG \r\nschnellstmöglich weiter diskutiert und in einen gesetzlichen Rahmen überführt werden. \r\nZeitgleich muss die Ausstattung mit Smart Metern vorangetrieben werden, um die \r\nnotwendige digitale Infrastruktur zu schaffen. \r\n3. Die Wärmewende vor Ort stärken \r\nDa die Kommunen personell und finanziell bei der Umsetzung der kommunalen \r\nWärmewende an ihre Grenzen kommen, sollte das enorme Potential der Bürgerschaft \r\nvor Ort genutzt werden. Diese steuert schon jetzt in vielen Kommunen Deutschlands \r\nprivates Kapital und Know-How bei, ist in einigen Regionen bereits Betreiber von lokalen \r\nWärmenetzen. Um kleinere und mittlere Akteure (KMUs, Stadtwerke, Genossenschaften \r\netc.) bei der Akquise von Fremdkapital bei gestiegenen Zinssätzen zur Realisierung \r\nneuer Wärmeprojekte zu unterstützen, ist ein bundesweites Bürgschaftsprogramm \r\nerforderlich. Die Notwendigkeit ergibt sich insbesondere aus der Tatsache, dass die \r\nNetzinfrastruktur von Banken oft nicht als Sicherheit anerkannt wird. \r\nWir stehen Ihnen jederzeit für Rückfragen zur Verfügung. \r\nFreundliche Grüße \r\nViola Theesfeld \r\nViola Theesfeld • Referentin Energiepolitik und -wirtschaft \r\nBündnis Bürgerenergie e.V. \r\nMarienstr. 19/20 • 10117 Berlin \r\nTelefon +49 (0)15560368652 \r\nViola.Theesfeld@buendnis-buergerenergie.de "},"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":"2025-03-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021407","regulatoryProjectTitle":"Beibehaltung Regulierung kleiner PV-Dachanlagen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/2a/37/659201/Stellungnahme-Gutachten-SG2512170074.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":"1.\r\nFlächeneffizienz und enormes Ausbaupotential:PV-Aufdachanlagen nutzen bestehende Dachflächen, die ansonsten ungenutzt blieben. Da diese Flächenohnehin versiegelt sind, entsteht kein zusätzlicherFlächenverbrauch, und wertvolle Flächen für Naturund Landwirtschaft bleiben erhalten. Das Potenzial für den weiteren Ausbau von Aufdach-PV in Deutschlandist mit 1,2 Milliarden m² geeigneter Dachflächen hoch, wobei das technische Potenzial dieser Dachflächenanlagen auf etwa 409 Gigawatt Peak geschätzt wird.\r\nQuelle: https://www.agora-energiewende.de/fileadmin/Projekte/2023/2023-16_DE_Dach-PV-Potenzial/PV_Potenziale_Datenanhang.xlsx\r\n2.\r\nNetzausbau meist weniger erforderlich: Da städtische Stromnetze bereits auf hohe Verbrauchslastenausgelegt sind und der Solarstrom verbrauchernaherzeugt wird, ist ein zusätzlicher Netzausbau oft nicht notwendig. Die Netzinfrastruktur in Städten ist typischerweise leistungsfähig genug, um die Einspeisung von PV-Strom zu bewältigen (siehe auch Nr.5).\r\n3.\r\nHohe gesellschaftliche Akzeptanz: PV-Anlagen aufDächern sind die Form der Energieerzeugung mit der seit Jahren höchsten Zustimmung in der Bevölkerung. Sieverursachen nur selten Konflikte und stoßen auf breite Akzeptanz. Sie lassen sich flexibel auf verschiedeneGebäudetypen etwa auf Wohnhäusern, Gewerbebauten, öffentlichen Gebäuden oder landwirtschaftlichen Hallen installieren und in unterschiedliche Umgebungen integrieren. Dabei bleiben sie optisch unauffällig.\r\n4.Geringer Genehmigungsaufwand und sehr schneller Ausbau: Im Vergleich zu Freiflächenanlagen oderWindkraftprojekten entfällt der Genehmigungsprozess für PV-Aufdachanlagen. Das beschleunigt den Ausbaudeutlich.\r\n5.\r\nSektorenkopplung: PV-Aufdachanlagen lassen sichhervorragend mit Stromspeichern, Wärmepumpen und Elektromobilität kombinieren. Viele Menschen, die ineine PV-Anlage investieren, entscheiden sich im nächsten Schritt auch für eine Wärmepumpe und/oder einElektrofahrzeug – so werden gleich mehrere Sektorender Energiewende miteinander verbunden.\r\n6.Gerechtere Verteilung des PV-Zubaus zwischenStadt und Land: Der Ausbau erneuerbarer Energien,insbesondere von Freiflächen Photovoltaik und Wind-energie, konzentriert sich bislang überwiegendauf ländliche Regionen. Diese Schieflage verstärktdie Stadt-Land-Divergenz in Bezug auf die Flächen-nutzung, die Verteilung der Wertschöpfung und diegesellschaftliche Teilhabe an der Energiewende.\r\nFÜR PHOTOVOLTAIK(PV)-AUFDACHANLAGEN ALS ZENTRALES ELEMENT DER\r\nENERGIEWENDE\r\nGRÜNDE\r\nBBEn | Deutsche Umwelthilfe e.V.\r\nzu machen. Mietende können über Mieterstrom oder die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung Teil der Energiewende werden.\r\n10.\r\nPrivate Investitionen in Energiewende: PV-Aufdachanlagen werden oft aus privaten Mitteln finanziert. Jeder installierte Quadratmeter zählt, denn Anlagen, die nicht gebaut werden, liefern auch keinen Strom. Dachflächen sind dabei für private Investor*innen oft die einzige zugängliche Möglichkeit, aktiv in die Energieerzeugung zu investieren – Freiflächen stehen Einzelpersonen in der Regel nicht zur Verfügung. Rund zwei Drittel der PV-Aufdachanlagen wären ohne private Investitionen gar nicht realisiert worden. Es wird damit erhebliches privates Kapital akquiriert und der gesamtgesellschaftlichen Aufgabe der Energiewende zur Verfügung gestellt.\r\n7.\r\nTechnisch ausgereift und weiter steigender Effizienzgrad: PV-Dachanlagen sind bewährte, langlebige und kosteneffiziente Technologien, die seit Jahrzehnten zuverlässig im Einsatz sind. Sie lassen sich einfach installieren und verzeichnen stetig steigende Wirkungsgrade.\r\n8.\r\nReduzierung von CO₂-Emissionen im Gebäudesektor: Aufdachanlagen tragen wesentlich zur Dekarbonisierung der Strom- und Wärmeerzeugung im Gebäudesektor sowie der Mobilität bei und sind somit ein wichtiger Baustein zur Erreichung der Klimaziele.\r\n9.\r\nBeitrag zur sozialen Teilhabe: PV-Dachanlagen ermöglichen Menschen, selbst aktiv an der Energiewende teilzunehmen: Eigentümer*innen (Privatpersonen, Unternehmen oder Kommunen) haben die Möglichkeit, sich selbst mit grüner Energie zu versorgen und sich unabhängig von teuren fossilen Energieimporten\r\nFAZIT\r\nPV-Aufdachanlagen sind unverzichtbar für den zügigen, dezentralen und erfolgreichen Umbau unseres Energiesystems. Die Herausforderung liegt nicht in der Technologie selbst, sondern in der derzeit begrenzten Steuerbarkeit und Einbindung in das Energiesystem. Hier besteht dringender Handlungsbedarf:\r\n1.\r\nFlexibilität muss ganz oben auf die Agenda der Bundesregierung. Es braucht jetzt schnell wirksame Flexibilitätsinstrumente – dazu zählen unter anderem auch die zügige Einführung von Energy Sharing, netz-\r\noptimierte Speichersysteme, variable Netzentgelte, regionale Flexibilitätsmärkte, Vehicle-to-Grid und ein flächendeckender Smart-Meter-Rollout.\r\n2.\r\nDie Digitalisierung der Verteilnetzbetreiber muss in dieser Legislaturperiode konsequent vorangetrieben werden. 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