{"$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":"2026-04-04T09:31:20.033+02:00","jsonDocumentationUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/informationen-und-hilfe/open-data-1049716","registerNumber":"R002274","registerEntryDetails":{"registerEntryId":66092,"legislation":"GL2024","version":12,"detailsPageUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/suche/R002274/66092","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/bb/f5/623696/Lobbyregister-Registereintraege-Detailansicht-R002274-2025-09-30_17-20-19.pdf","validFromDate":"2025-09-30T17:20:19.000+02:00","fiscalYearUpdate":{"updateMissing":false,"lastFiscalYearUpdate":"2025-09-30T16:56:49.000+02:00"}},"accountDetails":{"activeLobbyist":true,"activeDateRanges":[{"fromDate":"2024-06-27T10:15:47.000+02:00"}],"firstPublicationDate":"2022-02-28T17:04:23.000+01:00","lastUpdateDate":"2025-09-30T17:20:19.000+02:00","registerEntryVersions":[{"registerEntryId":66092,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002274/66092","version":12,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-09-30T17:20:19.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":65863,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002274/65863","version":11,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-09-30T16:56:49.000+02:00","validUntilDate":"2025-09-30T17:20:19.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":52757,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002274/52757","version":10,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-03-31T19:01:33.000+02:00","validUntilDate":"2025-09-30T16:56:49.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":48476,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002274/48476","version":9,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-12-20T21:59:21.000+01:00","validUntilDate":"2025-03-31T19:01:33.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":38988,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002274/38988","version":8,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-06-27T10:15:47.000+02:00","validUntilDate":"2024-12-20T21:59:21.000+01:00","versionActiveLobbyist":true}],"accountHasCodexViolations":false},"lobbyistIdentity":{"identity":"ORGANIZATION","name":"sonnen GmbH","legalFormType":{"code":"JURISTIC_PERSON","de":"Juristische Person","en":"Legal person"},"legalForm":{"code":"LF_GMBH","de":"Gesellschaft mit beschränkter Haftung (GmbH)","en":"Limited liability company (GmbH)"},"contactDetails":{"phoneNumber":"+49830492933400","emails":[{"email":"info@sonnen.de"}],"websites":[{"website":"www.sonnen.de"}]},"address":{"type":"NATIONAL","street":"Am Riedbach ","streetNumber":"1","zipCode":"87499","city":"Wildpoldsried","country":{"code":"DE","de":"Deutschland","en":"Germany"}},"capitalCityRepresentationPresent":true,"capitalCityRepresentation":{"address":{"type":"NATIONAL","street":"Blücherstraße ","streetNumber":"22","zipCode":"10961","city":"Berlin"},"contactDetails":{"phoneNumber":"+49830492933400","email":"info@sonnen.de"}},"legalRepresentatives":[{"lastName":"Koch","firstName":"Oliver","function":"CEO","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":false,"contactDetails":{}},{"lastName":"Swanston","firstName":"Bianca","function":"CFO","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":false,"contactDetails":{}},{"academicDegreeBefore":"Dr.","lastName":"Plieninger","firstName":"Ralf","function":"CTO","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":false,"contactDetails":{}},{"lastName":"Plenk","firstName":"Andreas","function":"CRO","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":false,"contactDetails":{}}],"entrustedPersonsPresent":true,"entrustedPersons":[{"lastName":"Dembski","firstName":"Felix","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"academicDegreeBefore":"Dr.","lastName":"Garstecki","firstName":"Marie ","recentGovernmentFunctionPresent":false}],"membersPresent":false,"membershipsPresent":true,"memberships":[{"membership":"Bundesverband Solarwirtschaft (BSW)"},{"membership":"Bundesverband Energiespeicher (BVES)"},{"membership":"Deutsche Gesellschaft für Solarenergie (DGS)"},{"membership":"Zentralverband der Elektroindustrie (ZVEI)"},{"membership":"Solar Power Europe (SPE)"},{"membership":"SmartEn"},{"membership":"Berufsverband Compliance Manager (BCM)"},{"membership":"Gebäudeenergieberater Ingenieure Handwerker - Bundesverband e.V. 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Als ein schnell wachsendes Technologieunternehmen wurde sonnen bereits mit zahlreichen internationalen Preisen für seine Innovationen ausgezeichnet. Weltweit sind etwa 150.000 sonnenBatterien installiert. Mit der sonnenCommunity vereint sonnen alle Kunden zu einer weltweit einzigartigen Energiegemeinschaft. \r\n\r\nDurch das virtuelle Kraftwerk von sonnen bietet das Unternehmen ganz neue und hochinnovative Energiedienstleistungen für Netzbetreiber und Privathaushalte an. sonnen ist mit seinen Produkten in zahlreichen Ländern vertreten und unterhält eigene Standorte in Deutschland, Italien, UK, Australien und den USA. \r\n\r\nDas Unternehmen wurde 2010 gegründet und ist seit 2019 eine hundertprozentige Tochtergesellschaft von Shell und gehört zur Geschäftseinheit Renewables and Energy Solutions. Die sonnen GmbH ist als sogenannte Non-Integrated Company nicht in den Konzern integriert und handelt insbesondere im Zuge der Interessensvertretung eigenständig. \r\n\r\nDie sonnen eServices GmbH und die sonnen eServices Deutschland sind wie die sonnen GmbH 100%ige Töchter der sonnen Holding GmbH, die im Bereich Belieferung mit Energie, virtuelle Kraftwerken und der Teilnahme an den Energiemärkten tätig sind. \r\n\r\nZum Zwecke der Interessenvertretung werden Gespräche mit Vertreterinnen und Vertretern des Bundeskanzleramtes und der Bundesministerien sowie mit Mitgliedern des Deutschen Bundestages geführt zur Erläuterung von Änderungsnotwendigkeiten hinsichtlich einer Vielzahl von Themenfeldern, die als Rahmenbedingungen für die unternehmerische Tätigkeit, auch im Hinblick auf die Situation der Beschäftigten des Unternehmens, von großer Bedeutung sind. Dabei geht es unter anderem um den Fachkräftemangel, Lieferketten und Nachhaltigkeit bis hin\r\nzum Bürokratieabbau und insbesondere die Ausrichtung der Energie- und Klimapolitik. Zweck der Interessenvertretung ist es, die Sicht der Praxis zu vermitteln und Impulse zur Verbesserung der gesamtwirtschaftlichen Lage zu geben.\r\n\r\nWir bringen uns ein zum Rechtsrahmen für Erneuerbare Energien, Speicher, virtuelle Kraftwerke, Flexibilität, Elektromobilität und dezentrale Energiewende. \r\n\r\nIn diesem Eintrag wird teilweise eine Interessensvertretung für Dritte angegeben, weil auch die Interessen der Tochterunternehmen der sonnen Holding GmbH, sonnen eServices GmbH und sonnen eServices Deutschland GmbH von der sonnen GmbH vertreten werden. Beide verfügen zusätzlich über einen eigenen Eintrag im Lobbyregister. 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Insbesondere, indem die Prozesse der Anmeldung gestrafft und mit beschleunigt werden.\r\nZusätzlich setzen wir uns dafür ein, dass Stromspeicher so eingesetzt werden, dass eine systemweite Überproduktion von PV-Strom in den Mittagsstunden vermieden wird. Ziel ist es, negative Preise an den Strombörsen zu verringern, was das EEG-Konto entlastet. Hierfür sind die oben beschriebenen vereinfachten Prozesse für die Direktvermarktung der Schlüssel.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006942","title":"Speicherstrategie","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Speicherstrategie beschreibt ein Bündel an Vereinfachungen, um das technische Potential von Speichern zu heben. Sie kann auf den Seiten des BMWK eingesehen werden:\r\n\r\nVon den dort genannten Handlungssträngen bringt die sonnen GmbH sich ein zu:\r\n- Stromspeicher im Kontext des EEG\r\n- Netzentgelte\r\n- Beschleunigung von Netzanschlüssen\r\n- Verbesserungen bei der Regelleistung\r\n- Stromspeicher als Flexibilitätsoption\r\n- Förderung der Fertigung von Batteriezellen und Systemkomponenten","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006943","title":"Marktdesign Reform","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Im Zuge der Electricity Market Design Directive und Regulation setzt sonnen sich insbesondere dafür ein, dass das technische Potential von Speichern für die Energienwende gehoben wird.\r\nDas betrifft u.a. das Zusammenspiel von Speichern und Contracts for Difference für PV-Analgen und den Einsatz von dedicated measuring devices (DMDs).","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über den Messstellenbetrieb und die Datenkommunikation in intelligenten Energienetzen","shortTitle":"MessbG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/messbg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006944","title":"Kraftwerksstrategie","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Kraftwerksstrategie beschreibt zum einen den Bau von H2-ready Gaskraftwerken und die Einführung eines Kapazitätsmechanismus. Die sonnen GmbH setzt sich dafür ein, dass Speicher hier als Flexibilitätsoption auf Augenhöhe teilnehmen können und das Marktsignale so wenig wie möglich verzerrt werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006945","title":"NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der NIS-2-Richtlinie und zur Regelung wesentlicher Grundzüge des Informationssicherheitsmanagements in der Bundesverwaltung (NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz)","printingNumber":"380/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0380-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-nis-2-richtlinie-und-zur-regelung/314976","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat","shortTitle":"BMI","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetzes","publicationDate":"2024-05-07","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat","shortTitle":"BMI","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/Downloads/referentenentwuerfe/CI1/NIS-2-RefE.pdf?__blob=publicationFile&v=5","draftBillProjectUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/nis2umsucg.html"}]}},{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der NIS-2-Richtlinie und zur Regelung wesentlicher Grundzüge des Informationssicherheitsmanagements in der Bundesverwaltung (NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz)","printingNumber":"20/13184","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/131/2013184.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-nis-2-richtlinie-und-zur-regelung/314976","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat","shortTitle":"BMI","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetzes","publicationDate":"2024-05-07","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium des Innern und für Heimat","shortTitle":"BMI","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/Downloads/referentenentwuerfe/CI1/NIS-2-RefE.pdf?__blob=publicationFile&v=5","draftBillProjectUrl":"https://www.bmi.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/DE/nis2umsucg.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Die sonnen GmbH setzt sich für angemessene und ambitionierte IT-Sicherheits-Standards für kritische Funktionen im Bereich Stromspeicher und virtuelle Kraftwerke ein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz über das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik","shortTitle":"BSIG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bsig_2009"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014070","title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen","printingNumber":"20/14235","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/142/2014235.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsrechts-zur-vermeidung-von-tempor%C3%A4ren-erzeugungs%C3%BCbersch%C3%BCssen/318835","leadingMinistries":[]}],"draftBillPresent":false,"description":"Praxistaugliche Regelungen zur Vermeidung von PV-Stromspitzen durch den Einsatz von Stromspeichern. Ebenso durch Vereinfachungen bei der Direktvermarktung von kleinen Anlagen.\r\nSchneller Einbau von intelligenten Messsystemen auf Wunsch.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz über den Messstellenbetrieb und die Datenkommunikation in intelligenten Energienetzen","shortTitle":"MessbG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/messbg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020042","title":"Energie Monitoring","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Als Energiemonitoring wird der aktuelle Strategieprozess der Bundesregierung zur Neuausrichtung der Energiepolitik bezeichnet.\r\nFür die sonnen GmbH ist dabei insbesondere relevant:\r\n- die Zukunft der kleinen PV-Anlagen im EEG \r\n- die Vereinfachungen bei der Direktvermarktung\r\n- der flexible Einsatz von Speichern\r\n- die Resilienz von Lieferketten und die Cybersicherheit von Erneuerbare Energien Anlagen ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz über den Messstellenbetrieb und die Datenkommunikation in intelligenten Energienetzen","shortTitle":"MessbG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/messbg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020043","title":"Netzentgeltreform","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Netzentgeltreform wird von der BNetzA erarbeitet. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Workshop Beschleunigung des Netzanschlussprozess\r\nLeitmotiv\r\nStandardisierung vor \r\nDigitalisierung\r\nProzess Vorbilder Dreiklang.\r\nRecht, Frist, Sanktion\r\nProzess Vorbilder.\r\nLiefernatenwechsel, Roaming, Elster Formular\r\n1. Digitalisierung des physischen Netzanschlusses\r\nHerausforderung\tLösung\r\nHürden beim Zugang von Installateuren/Energiedienstleistern zum Webportal.\tZugang Dritter zum Webportal; klare Einschränkung der Schritte, die nur eine Elektrofachkraft vornehmen darf.\r\nUneiniger Prozess NVP/Netzanmeldung\tVereinheitlichung, Standardisierung und ggf. Zusammenlegung von Netzanschlussbegehren und Netzanmeldung.\r\nViel Spielraum bei den TABs\tJegliche Abweichungen von den Muster-TABs sollten der BNetzA gemeldet und ggf. einer Prüfung unterzogen werden.\r\nZählerschrankproblematik\tReview der Standardisierung und weiterer Vorgaben für Zähleschränke mit dem Ziel, bestehende Zählerschränke so lange wie möglich zu nutzen.\r\nSelbstvornahme Zählerwechsel (Installateur)\tBundesweite Leitlinien, abgestimmt zwischen Netzbetreibern und Handwerk, wie dieser zu erfolgen hat.\r\nUneinheitlicher Prozess Inbetriebnahmeprotokoll/Fertigmeldung\tStandardisierung und Vereinheitlichung des Inbetriebssetzungsanzeige / der Fertigmeldung. \r\nÄnderung des Betriebsmodus Speicher\tAnlagenbetreiber (oder von ihm benannter Dritter) kann die Änderung des Speichers als Einspeiser dem VNB über Portal anzeigen (auch bei V2G).\r\nEintrag in das Marktstammdatenregister\tAlle Datenpunkte können mittels API vom VNB-Webportal oder vom Installteurs-System direkt an das MaStR übertragen werden.\r\n2. Digitalisierung des\r\nIT-seitigen Netzanschluss\r\n\tHerausforderung\tLösung\r\n9.\tViele VNB Beherrschen Messkonzepten nach Stand der Technik nicht.\tFrist von zwei Wochen zum Aufbau von Messkonzepten nach Stand der Technik im VNB-System; Stand der Technik = VBEW & FNN Speicherhinweis\r\n10.\tUmstellung Bilanzierung (1/4-stündlich) funktioniert seitens VNB nur sehr holprig.\tSanktion bei fehlender Umstellung gemäß § 12 Abs. 5 StromNZV nach zwei Wochen. \r\n11.\tDer Erhalt der Marktlokations-ID (MaLo) verzögert sich um Monate.\tMarktlokations-IDs müssen am Tag der Inbetriebnahme bei Marktpartnern vorliegen.\r\n12.\t9. – 11.: IT-seitiger Netzanschluss wird immens verzögert.\tAlle relevanten Schritte im IT-seitigen Netzanschlussprozess sollten durch das Prinzip „Recht, Frist, Sanktion“ gestaltet werden. Gesamtfrist: 1 Monat.\r\n13.\tDie Anmeldung in die Direktvermarktung ist zeitaufwendig und mit bilateralem Clearing verbunden.\tFrist und Sanktion bei Nicht-Beherrschung der Marktkommunikationsprozesse.\r\n14.\tAnmeldung des Speichers als Einspeiser und Zusendung eigener MaLo verzögert.\tVorliegen der MaLo am Tag der Inbetriebnahme, ggf. universelle Frist: Zugang zum Strommarkt muss innerhalb von 4 Wochen hergestellt werden.\r\n15.\tDie Rückmeldung zur Anfrage auf die ANB-Bestätigung dauert meistens Monate.\tEinführung einer Frist von 4 Wochen: Wenn bis dahin keine negative Rückmeldung, dann gilt ANB-Bestätigung als erteilt.\r\n16.\tDie Abtretung von EEG-Vergütungen generiert stapelweise Papier-Rechnungen und einen immensen Zeitaufwand.\tVollständig digitale Abwicklung von Forderungsabtretungen im Energiesektor durch Anpassung der Marktkommunikation.\r\nWartezeit\r\nUmstellung \r\n¼ stündliche \r\nBilanzierung\r\n[Betriebsgeheimnis]\r\nAnmeldung in die Direktvermarktung\r\nBilaterales Clearing \r\nbei [Betriebsgeheimnis] % der VNBs.\r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Was wäre ein sinnvoller Anknüpfungspunkt im Prozess zur Errichtung von Anlagen für eine Frist zur Generierung und Übermittlung der Marktlokations-ID durch den VNB?\r\nKurzantwort und Position: Die Frist sollte mit der Fertigstellungsanzeige vom Installateur an den VNB beginnen und spätestens 14 Tage danach sollte die MaLo-ID vom VNB generiert und im Wege der Marktkommunikation verteilt worden sein.\r\nHintergrund: Die Direktvermarktung wird sich im Massengeschäft nur durchsetzen, wenn sie vom ersten Tag an reibungslos verläuft. Um die Direktvermarktung einer Anlage ab dem Tag der Inbetriebnahme zu ermöglichen, muss dafür die sogenannte Marktlokations-ID bei den Marktrollen Messstellenbetreiber und Direktvermarkter vorliegen. Heute benötigt der VNB hierfür oft mehrere Monate. Es braucht daher eine gesetzliche Frist für den VNB. Grundsätzlich gibt es verschiedene Anknüpfungspunkte im Netzanschlussprozess, die entweder einen Fristbeginn auslösen oder ein Fristende bedeuten könnten. Nachfolgend werden jeweils Pro und Contra für die einzelnen Anknüpfungspunkte erörtert.\r\n1. Fristbeginn beim Netzanschlussbegehren oder bei der Anmeldung der PV-Anlage zum Netzanschluss\r\nBeschreibung des Prozessschritts: Beim initialen Netzanschlussbegehren wird beim VNB gemäß § 8 EEG angefragt, ob freie Netzanschlusskapazität an einer Adresse besteht und welcher Netzverknüpfungspunkt genutzt werden soll. Erst bei der eigentlichen Anmeldung werden dann umfangreiche Unterlagen zu Art, Größe und Lage der zu bauenden Anlage eingereicht. Beide Schritte können je nach VNB auch zusammenfallen.\r\nPro:\r\n▪\r\nFrühestmöglicher Zeitpunkt lässt maximale Bearbeitungszeit für VNB\r\nContra: Netzanschlussbegehren\r\nan\r\nVNB\r\nAnmeldung beim\r\nVNB (Bau der Anlage) Fertigstellungsanzeige\r\nan VNB\r\nEintragungs ins\r\nMaStR\r\nZählersetzung\r\ndurch MSB\r\nNetzanschlussbegehren\r\nan\r\nVNB\r\nAnmeldung beim\r\nVNB (Bau der Anlage) Fertigstellungsanzeige\r\nan VNB\r\nEintragungs ins\r\nMaStR\r\nZählersetzung\r\ndurch MSB\r\noder\r\n▪\r\nWenn die Anlage doch nicht gebaut wird, entsteht Datenmüll.\r\n▪\r\nAnlage muss auch in den IT-Systemen der VNB aufgebaut werden, damit die MaLo hinterlegt werden kann. Dies geschieht heute oft noch nicht unmittelbar nach der Anmeldung, sondern erst nach der Fertigstellungsanzeige. Dieser Prozess müsste daher zusätzlich geändert werden.\r\n▪\r\nZusätzlicher Arbeitsaufwand, wenn sich an der frühzeitig in den IT-Systemen aufgebauten Anlage noch etwas ändert.\r\n2. Fristbeginn mit der Fertigstellungsanzeige an den VNB\r\nBeschreibung des Prozessschritts: Bei der Fertigstellungsanzeige ist die Anlage bereits gebaut. Die Elektrofachkraft zeigt dies dem VNB an und übermittelt zugleich die finalen Dokumente zu der gebauten Anlage. Mit der Fertigstellungsanzeige ergeht der Antrag an den VNB/gMSB, einen Zweirichtungszähler zu setzen, damit die Anlage auch in Betrieb genommen werden darf.\r\nPro:\r\n▪\r\nDie Anlage ist fertig gebaut und alle Dokumente zum Aufbau der Anlage in den IT-Systemen liegen dem VNB vor.\r\n▪\r\nEine Einspeise-MaLo für diese Messlokation wird definitiv in Zukunft benötigt.\r\n▪\r\nBis zur tatsächlichen Inbetriebnahme vergehen regelmäßig dennoch noch mehrere Wochen, weil zunächst vom MSB der Zweirichtungszähler gesetzt werden muss. Dies erfolgt fast nie unter zwei Wochen.\r\nContra:\r\n▪\r\nNur wenn der Installateur für den MSB bereits den Zähler einbaut – was heute selten der Fall ist – stünde die MaLo nicht am Tag der (möglichen) Inbetriebnahme bereit, sondern erst zwei Wochen später.\r\n3. Fristbeginn mit Eintragung ins MaStR\r\nBeschreibung des Prozessschritts: Der Anlagenbetreiber muss seine Anlage innerhalb von einem Monat nach Inbetriebnahme in das Marktstammdatenregister eintragen, § 5 Abs. 5 MaStRV. Der VNB hat gemäß § 17 MaStRV Zugriff auf diese Daten und wird nach unserem Verständnis gemäß § 13 MaStRV über die Eintragung informiert. Netzanschlussbegehren\r\nan\r\nVNB\r\nAnmeldung beim\r\nVNB (Bau der Anlage) Fertigstellungsanzeige\r\nan VNB\r\nEintragungs ins\r\nMaStR\r\nZählersetzung\r\ndurch MSB\r\nPro:\r\n▪\r\nVNB erfährt von der Eintragung automatisiert und digital.\r\n▪\r\nAnlagenbetreiber hat den Beginn des Prozessschrittes selbst in der Hand.\r\nContra:\r\n▪\r\nAnlagen sollen laut MaStRV eigentlich erst nach Inbetriebnahme registriert werden.\r\n▪\r\nDie Prozesse des Netzanschlusses und der Verteilung der MaLo-ID via MaKo sind vom Prozess der Eintragung ins Marktstammdatenregister streng getrennt. Es besteht die große Gefahr, dass beide Prozesse nicht gut ineinandergreifen.\r\n▪\r\nDer MSB und der Direktvermarkter, welche auf die MaLo warten, erfahren nicht, wann der Anlagenbetreiber die Eintragung vorgenommen hat. Sie wissen nicht, wann die Frist ergebnislos abgelaufen wäre, und müssten per E-Mail oder telefonisch nachforschen.\r\n4. Frist endet mit Zählersetzung\r\nBeschreibung des Prozessschritts: Mit der Zählersetzung durch den MSB ist die Anlage bereit für die Inbetriebnahme. Die Zählersetzung durch den gMSB erfolgt regelmäßig einige Wochen nach der Fertigstellungsanzeige. Nach der Zählersetzung muss die Anlage nur noch eingeschaltet werden.\r\nDie Frist könnte mit der Zählersetzung enden. Dann wäre die MaLo-ID bis zum Tag der Zählersetzung oder X Tage vor Zählersetzung zu generieren und zu übermitteln.\r\nPro:\r\n▪\r\nDie MaLo-ID läge dann vor, wenn die Anlage auch technisch bereit zur Inbetriebnahme wäre.\r\nContra:\r\n▪\r\nFrist schwer zu berechnen und Prozess für alle Beteiligten schwer planbar, weil der genaue Tag der Zählersetzung erst kurzfristig feststeht.\r\n▪\r\nProzess funktioniert nicht, wenn der Installateur den Zähler für einen gMSB oder wMSB direkt bei Anlagenerrichtung selbst einbaut.\r\n▪\r\nTag der Zählersetzung bislang nicht gesetzlich definiert. Netzanschlussbegehren\r\nan\r\nVNB\r\nAnmeldung beim\r\nVNB (Bau der Anlage) Fertigstellungsanzeige\r\nan VNB\r\nEintragungs ins\r\nMaStR\r\nZählersetzung\r\ndurch MSB\r\nNetzanschlussbegehren\r\nan\r\nVNB\r\nAnmeldung beim\r\nVNB (Bau der Anlage) Fertigstellungsanzeige\r\nan VNB\r\nEintragungs ins\r\nMaStR\r\nZählersetzung\r\ndurch MSB\r\n▪\r\ngMSB könnte Zählersetzung verzögern, damit es nicht zu einer Fristverletzung durch den mit ihm verbundenen VNB kommt.\r\n5. Frist beginnt mit Zählersetzung\r\nBeschreibung des Prozessschritts: Mit der Zählersetzung durch den MSB ist die Anlage bereit für die Inbetriebnahme. Die Zählersetzung durch den gMSB erfolgt regelmäßig einige Wochen nach der Fertigstellungsanzeige. Nach der Zählersetzung muss die Anlage nur noch eingeschaltet werden.\r\nDie Frist könnte mit der Zählersetzung beginnen. Dann wäre die MaLo am Tag oder X Tage nach der Zählersetzung zu generieren und zu übermitteln.\r\nPro:\r\n▪\r\nDie MaLo läge wenige Wochen nach dem Zeitpunkt vor, zu dem die Anlage auch technisch bereit zur Inbetriebnahme ist.\r\nContra:\r\n▪\r\nDer Anlagenbetreiber müsste mit der Inbetriebnahme seiner Anlage noch länger warten als dies technisch notwendig ist.\r\n▪\r\nEs besteht ein Restrisiko, dass der Anlagenbetreiber die Anlage in Betrieb nimmt, bevor die MaLo-ID vorliegt und diese daher nicht korrekt bilanziert wird.\r\nIn der Gesamtschau wäre entsprechend die Fertigstellungsanzeige durch den Installateur der ideale Fristbeginn. Eine Frist von 14 Tagen würden sicherstellen, dass in der Praxis die MaLo-ID vorläge, wenn die Anlage tatsächlich in Betrieb gehen kann. Siehe hierzu oben Ziffer 2.\r\nAnsprechpartner:\r\nFelix Dembski, VP Regulatory, f.dembski@sonnen.de, 0171 8100792\r\nMarkus Meyer, Director Public & Regulatory Affairs, markus.meyer@enpal.de, 0151 72224160 Netzanschlussbegehren\r\nan\r\nVNB\r\nAnmeldung beim\r\nVNB (Bau der Anlage) Fertigstellungsanzeige\r\nan VNB\r\nEintragungs ins\r\nMaStR\r\nZählersetzung\r\ndurch MSB"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-04-29"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006941","regulatoryProjectTitle":"Solarpaket II","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d9/8a/317429/Stellungnahme-Gutachten-SG2406250067.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":"Maßnahmen zur einfacheren Direktvermarktung von PV-Anlagen und Speicher.\r\nEnthält Input von Enpal, Lumenaza und sonnen. Herausforderung Hintergrund Mögliche Lösungsansätze Zu beteiligende Stellen und betroffene Vorschriften\r\n1\r\nFernsteuerbarkeit / Sichtbarkeit\r\nWird eine Anlage nachträglich in die Direktvermarktung geholt und der Direktvermarkter hat keine besondere Beziehung zum Hersteller, dann kann er die IST-Einspeisung nur aus dem Intelligenten Messsystem beziehen.\r\nHierfür fehlt es heute an einem funktionierenden Prozess, wie die Live-Daten aus dem Intelligenten Messsystem zum Direktvermarkter versandt werden.\r\nStandardisiertes Datenformat\r\nStandardisierte API Schnittstelle für die Übertragung von Live Daten der Einspeisung vom Messstellenbetreiber an den Direktvermarkter.\r\nEinführung durch Mako Update zum 01.04.2025.\r\nBNetzA / edi@energy\r\n2\r\nFernsteuerbarkeit / Sichtbarkeit\r\nAnlagen in der Direktvermarktung müssen ab 25 kW durch den Direktvermarkter fernsteuerbar sein.\r\nHierzu verlangen VNB umfangreiche Nachweise, u.a. ein Lastgangprotokoll und eine „Erklärung zur Fernsteuerbarkeit“ und einen „Einbaubeleg“.\r\nBürokratie-Abbau Nachweisführung\r\nErarbeitung einer Anwendungshilfe für Netzbetreiber:\r\nDie Dokumente „Erklärung zur Fernsteuerbarkeit“ sowie den „Einbaubeleg“ sollten für obsolet erklärt werden. Damit würden zwei Dokumente, die zurzeit vom Anlagenbetreiber, Installateur und teilweise Direktvermarkter vor Inbetriebnahme unterschrieben werden müssen überflüssig. Das Lastgangprotokoll weist per Messung nach, was die Dokumente per Unterschrift bestätigen. Sie sind somit überflüssig.\r\nBDEW Anwendungshilfe\r\n3\r\nFernsteuerbarkeit / Sichtbarkeit\r\nGesetzliche Anforderungen nach §10b EEG an die Fernsteuerbarkeitstechnik für die marktdienliche Steuerung können mit dem aktuellen Entwicklungsstand der Technik nicht erfüllt werden. Ab iMSys Einbau ist die Fernsteuerung über das abgesicherte SMGW\r\nAnalog zur Regelung der marktdienlichen Steuerung von Verbrauchern, sollte die marktdienliche Steuerung von Einspeisern nicht zwingend über die SMGW Infrastruktur stattfinden müssen sondern lokale oder\r\nAnpassung des §10b EEG"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-04-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006941","regulatoryProjectTitle":"Solarpaket II","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/97/fc/317431/Stellungnahme-Gutachten-SG2406250103.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":"Ansätze für mehr Massengeschäftsfähigkeit bei der Abwicklung der Direktvermarktung\r\nEnthält Input von sonnen, Enpal und Lumenaza\r\nBerlin, 10.05.2024\r\nFür eine bessere Integration der immer größeren Anzahl an PV-Anlagen in das System ist deren Direktvermarktung der Schlüssel. Dafür ist es unerlässlich, dass die Abwicklung der Zahlungen nach dem EEG zwischen VNB, Direktvermarkter und Endkunde massengeschäftstauglich wird. Dies ist bei diesen für große Anlagen entwickelten Prozessen bislang nicht der Fall. Für den Anlagenbetreiber geräuschlose Prozesse sind dabei entscheidend, da der sich – anders als die Betreiber großer Anlagen – bei zu viel Aufwand stets auch gegen die Direktvermarktung von für die Einspeisevergütung entscheiden kann.\r\nBei der Abtretung und Abwicklung von Forderungen aus der Direktvermarktung im Massengeschäft ergeben sich aktuell fünf Herausforderungen. Der BDEW hat einen Lösungsvorschlag skizziert, wie eine Lösung ggf. im Zuge der aktuellen Formatanpassungen in der MaKo erreicht werden könnte. Dabei könnten im Zuge der laufenden Anpassung der Datenformate eine Erweiterung vorgenommen werden, nach der die notwendigen Informationen in einen bestehenden MaKo-Prozess zusätzlich aufgenommen werden:\r\nQuelle: UTILMD Anwendungshandbuch Strom S. 760-761.\r\nDieses Papier erläutert zunächst die einzelnen Herausforderungen bei der Abtretung, bzw. der Abwicklung der Forderungen aus der Direktvermarktung und zeigt, wie der vielversprechende BDEW-Vorschlag erweitert werden könnte, um in der Praxis zu funktionieren.\r\n1. Herausforderung: Jeder VNB verlangt ein anderes Formular zur Abtretung einer Forderung.\r\nAnders als in § 398 BGB vorgesehen, verlangen Netzbetreiber regelmäßig für die Abtretung der Forderungen eine besondere Form – nämlich die Verwendung ihrer eigenen Formulare oder sie machen zumindest Vorgaben an den Inhalt der Forderungsabtretung. Dies ist in dem Umfang legitim, in dem es für den VNB als Schuldner notwendig ist, um die Forderung korrekt zu identifizieren. Darüber hinaus gehende Anforderungen wären mit den Vorgaben des BGB jedoch eigentlich nicht vereinbar.\r\nInsbesondere werden neben dem Namen des Betreibers und der Adresse weitere „unique identifier“ (uID) verlangt, etwa die Vertragskonto-Nummer, die MaStR-Nummer, die MaLo, die MeLo oder die Kundennummer beim VNB. Diese Nummer(n) kennt der Direktvermarkter jedoch regelmäßig nicht. Auch dem Kunden sind sie in der Praxis oft unbekannt. Einige der Nummern, etwas die MaLo, sind zu diesem Zeitpunkt regelmäßig noch nicht generiert. Oft finden sich diese Nummern erst Monate später auf den ersten Papierabrechnungen der VNB an den Anlagenbetreiber. Insoweit kann eine Abtretung oft erst Monate nach Beginn der Direktvermarktung erfolgen. Dies schmälert insbesondere mit Blick auf die bereits Monate dauernde Anmeldung zur Direktvermarktung das Kundenerlebnis signifikant.\r\nLösungsansatz:\r\n•\r\nDer BDEW Fachausschuss EEG beschreibt in einem Musterwortlaut das Maximalset an Daten, welches für die Identifizierung einer Forderung auf EEG-Vergütung im Kleinanlagensegment – beispielsweise bis 100 kW - notwendig ist. Dies wird mit den ÜNB und dem Verband der Wirtschaftsprüfer abgestimmt.\r\n•\r\nAls zur Identifizierung notwendig gelten allein Name des Betreibers und die Adresse als unique identifier, wenn keine besonderen zwingenden Umstände dagegen sprechen. Anders als etwa bei Großanlagen müsste dies mehr als 99% der Anlagen korrekt identifizieren. Großanlagen stehen teilweise irgendwo auf dem Feld, können mehrere Betreiber haben oder Tranchen bilden, so dass weiter unique identifier dort angebracht erscheinen. Bei Aufdachanlagen scheint das nicht der Fall zu sein.\r\nAls Beispiel: Für 94% der PV-Anlagen bis 30 kW wird im Marktstammdatenregister als Name des Betreibers nur die Angabe „natürliche Person“ veröffentlicht. Diese Veröffentlichung – anstatt des richtigen Namens des Betreibers – wird aus Datenschutzgründen immer dann vorgenommen, wenn die Adresse des Betreibers und die Adresse der Anlage identisch sind. Denn hier geht das MaStR davon aus, dass dies Anlagen von Privatpersonen sind. Wenn also bei mindestens bei 94% der Anlagen Adresse des Betreibers und der Standort der Anlage identisch sind, dann kann die richtige Zuordnung der abgetretenen Forderung zu einer Anlage keine Herausforderung darstellen, sobald Name und Adresse des Forderungsinhabers bekannt sind. Ein schneller Blick ins MaStR zeigt, dass in den meisten anderen Fällen entweder ein GmbH oder eine zwei Personen GbR die Anlagen betreibt, so dass auch hier eine Zuordnung hinreichend einfach sein dürfte.\r\n•\r\nEs könnte hierzu auch ein Musterformular entwickelt werden. Da jedoch die meisten Direktvermarkter die Abtretung in ihre AGB aufgenommen haben, ist ein Musterwortlaut statt eines Musterformulars sicherlich zielführender.\r\n•\r\nDieser Musterwortlaut gilt dann bei Verwendung als von den ÜNB und den Wirtschaftsprüfern akzeptiert. Der VNB muss also nur noch die richtige Anlage in seinen IT-Systemen finden, um die abgetretene Forderung zu identifizieren. Er muss sich keine\r\nSorgen machen, dass ÜNB oder Wirtschaftsprüfer die Abtretung\r\nmangels Form der Abtretungserklärung selbst rügen.\r\n•\r\nFür den Fall, dass Name und Adresse nicht zur eindeutigen Identifizierung führen, ist auf der Abtretung zwingend ein Kontakt zum bilateralen Clearing anzugeben. Der VNB kann dort dann einen unique identifier seiner Wahl anfragen. Derjenige, an den die Forderung abgetreten wurde, muss diesen dann besorgen.\r\n2. Herausforderung: Wie erfährt der VNB von der Abtretung?\r\nLösungsansatz:\r\n•\r\nWie vom BDEW vorgeschlagen wird im Nachrichtentyp nach der MaKo zu „Empfänger der Vergütung zur Einspeisung“ ein Link hinterlegt, hinter dem der VNB bei Bedarf oder Zweifeln die Abtretungserklärung im Musterwortlaut einsehen kann.\r\n•\r\nIm Zweifel wäre es angezeigt, diesen Link aus Datenschutzgründen ggf. mit einer Ablauffrist zu versehen, damit diese personenbezogenen Daten ggf. nicht für einen unbestimmten Zeitraum zugänglich bleiben müssen.\r\n3. Herausforderung: Heute kann bereits im Wege der MaKo mitgeteilt werden, dass die Vergütung an den Lieferanten/Direktvermarkter ausgezahlt werden soll. Jedoch kennt der VNB dann weder den Namen des Direktvermarkters noch dessen Kontoverbindung. Er weiß schlicht nicht, wohin er die EEG-Vergütung überweisen soll. Also muss im bilateralen Clearing der Direktvermarkter dem VNB erklären, für welche Anlagen ihm die Forderungen auf Auszahlung der EEG-Vergütung zustehen und welche Bankverbindung dafür zu verwenden ist. Das ist bei 900 VNB und Millionen Anlagen sehr herausfordernd.\r\nLösungsansatz:\r\n•\r\nDer vom BDEW aufgezeigte Lösungsweg wird verfolgt, indem das Datenformat „Empfänger der Vergütung zur Einspeisung“ leicht erweitert wird:\r\no\r\nDer Name des Empfängers der Zahlung wird dort aufgenommen.\r\no\r\nWie bereits im Nachrichtentyp PARTIN wird dort dessen Bankverbindung aufgenommen.\r\no\r\nDer Beginn der Abtretung wird dort aufgenommen.\r\n•\r\nSo lägen alle für die Abtretung notwendigen Information maschinenlesbar beim VNB vor und ein bilaterales Clearing wäre nicht mehr notwendig. Dies scheint uns für\r\nmassengeschäftsfähig Abwicklung neben der Abtretungserklärung zwingend notwendig.\r\nMit Blick auf den Nachrichtentyp PARTIN wäre dieses Vorgehen auch nicht neu.\r\n4. Herausforderung: Nach Übersendung der Abtretungserklärung erfolgt oft über Monate keine Reaktion vom VNB. Es ist daher für den Direktvermarkter nicht nachvollziehbar, ob die Abtretung erfolgreich war. Die Fehlersuche je Anlage ist dann sehr aufwendig, weil vergleichsweise viele Fehlerquellen in Frage kommen:\r\n•\r\nDie Abtretungserklärung wurde nicht akzeptiert,\r\n•\r\ndie Vergütung wurde versehentlich nicht ausgezahlt,\r\n•\r\ndie Vergütung wurde versehentlich weiter an den Anlagenbetreiber ausgezahlt,\r\n•\r\ndie Vergütung wurde korrekt an den Direktvermarkter ausgezahlt, der konnte sie jedoch nicht der richtigen Anlage zuordnen, weil eine Buchungsreferenz fehlte,\r\n•\r\netc.\r\nInsbesondere eintreffende Zahlungen ohne jede Referenz zu einer bestimmten Anlage sind eine große Herausforderung.\r\nLösungsansatz:\r\n•\r\nWie in vielen anderen MaKo-Prozessen bestätigt der VNB die Abtretung der Forderung ebenfalls im Wege der MaKo. Er bestätigt aus der vorherigen Meldung des Direktvermarkters:\r\no\r\nDie Abtretungserklärung.\r\no\r\nDen Namen des Empfängers.\r\no\r\nDie Bankverbindung.\r\no\r\nDas Datum, ab dem die Abtretung gilt.\r\n•\r\nDer VNB nennt zusätzlich den unique identifier, den er in der Überweisung als Referenz für die Anlage nutzt. Dies kann der Name des Betreibers und die Adresse des Anlagenbetreibers sein. In ca. 85% der Fälle wollen VNB jedoch aus der Logik ihrer Abrechnungssysteme die Vertragskontonummer des Anlagenbetreibers verwenden. Für den Direktvermarkter / den Empfänger ist an dieser Stelle fast unerheblich, welcher uID genutzt wird. Er muss nur auf der Basis eines vorher bekannten uID eingehende Zahlungen einer Anlage zuordnen können.\r\n5. Herausforderung: Ggf. müssten die hier vorgeschlagenen Erweiterungen spiegelbildlich auch in der Abmeldung von Anlagen aus der Direktvermarktung aufgenommen werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-05-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006941","regulatoryProjectTitle":"Solarpaket II","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/0b/11/317433/Stellungnahme-Gutachten-SG2406250117.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Hallo Herr […],\r\n\r\nSie fragten nach einigen Normen zur Fernsteuerung / technischen Eigenschaften von PV-Speicher-Kombinationen. Hier noch einmal die Zusammenfassung mit Fundstellen:\r\n\r\n1. Nach Einbau eines IMSys erfolgt die Messung der Einspeisung 15-minütig im Wege der Zählerstandsgangmessung, § 55 Abs. 4 MsbG.\r\n2. Diese Viertelstundenwerte werden einmal am Tag für den Vortag an den VNB übersandt, § 60 Abs. 3 Nr. 1 lit. f) MsbG. (Die tägliche Übermittlung dient hier schlicht der Kostenersparnis: Es ist günstiger einmal am Tag 96 Werte zu versenden als jede 15 Minuten einen Wert.)\r\n3. Die Daten dürfen nur für die Zwecke des § 66 verwendet werden. Allerdings regelt § 66 Abs. 1 Nr. 2 MsbG gerade die Abnahme- und Förderpflichten nach dem EEG.\r\n4. Nahezu alle neuen PV-Anlagen werden mit einem Speicher, einer Wallbox oder einer Wärmepumpe gebaut. Das sind steuerbare Verbrauchseinrichtungen gemäß § 14a EnWG. Entsprechend muss gemäß § 9 Abs. 1 Satz 1 EEG 2024 auch die PV-Anlage fernsteuerbar gebaut werden muss. Der Konnex der Vorschrift mit dem 14a ist zwar unsinnig (warum soll eine PV-Anlage immer dann fernsteuerbar sein, wenn eine Wärmepumpe vorhanden ist?), aber sie erfüllt bereits das von ihn verfolgte Ziel, möglichst viele Anlagen fernsteuerbar zu machen.\r\n5. In der Praxis kennen viele Installateure die Vorschrift noch nicht. Es dürften also viele Anlagen aktuell nicht sauber vorverdrahtet werden, so dass es später vermutlich zu Nachrüstungen kommen müsste. Wir versuchen die Vorschrift über ZVEH-Installationshilfen und den BDEW Musterwortlaut TAB populär(er) zu machen, damit möglichst viele Anlagen grundsätzlich fernsteuerbar gebaut werden.\r\n6. Praktisch steuerbar sind diese Anlagen aber erst ab dem Tag, an dem der grundzuständige Messstellenbetreiber ein intelligentes Messsystem mit Steuerbox eingebaut hat.\r\n7. Das erfolgt entweder im Rahmen des 8-jährigen Rollouts oder der Anlagenbetreiber kann sich den Einbau gemäß § 34 Abs. 2 Nr. 5 MsbG innerhalb von 4 Monaten vom gMSB wünschen. (Achtung! Dieser Einbau auf Wunsch widerstrebt vielen gMSB und im Zuge der AG Digitalisierung der Energiewende wird diskutiert, ob er aufgeweicht werden soll. Er ist aber im Kern europarechtlich durch Art. 21 Abs. 2 lit. b) der RL (EU) 2019/944 abgesichert.)\r\n8. Sobald die Steuerungstechnik verbaut ist…\r\n                8.1 Darf der ÜNB sie zum Zwecke des Redispatch nutzen, § 34 Abs. 2 Nr. 3 MsbG i.V.m. § 13a Abs. 1 EnWG.\r\n                8.2 Darf der VNB sie vermutlich ebenfalls zum Zwecke des Redispatch nutzen, § 34 Abs. 2 Nr. 3 MsbG i.V.m. § 13a Abs. 1 i.V.m. § 14 Abs. 1 EnWG.\r\n                8.3 Darf Direktvermarkter sie zum Zwecke der Direktvermarktung nutzen, § 34 Abs. 2 Nr. 4 MsbG.\r\n                8.4 Priorität haben die Schaltbefehle des Netzbetreibers, § 21 Abs. 1 Nr. 4 lit. a MsbG. \r\n                Das wurde alles bislang kaum erprobt. Ich kann gerne unseren technischen Experten hier um eine Einschätzung zur Zeitleiste bitten.\r\n9. Nach meinem Eindruck ist für Neuanlagen also nahezu alles, was Sie an technischer Infrastruktur suchen, damit bereits gesetzlich angelegt. Wir würden nochmal grübeln, ob wir zusätzlich einen realistischen Weg sehen, Bestandsanlagen ebenfalls zu aktivieren.\r\n10. Der Vorteil der Direktvermarktung gegenüber leidglich einer „harten“ Einschränkung in der Einspeisevergütung ist auch, dass hier ein unmittelbarer Anreiz besteht, die gespeicherten Energiemengen später wieder ins Netz zurück zu speisen. Sprich, wurden 10 kWh eingespeichert, aber prognostiziert nur 5 kWh für den Eigenverbrauch benötigt, dann können abends 5 kWh ins Netz gespeist werden, damit der Speicher am nächsten Tag wieder leer ist. \r\nDas erlaubt dann perspektivisch Erzeugungsmix-Kurven wie diese hier aus Kalifornien, die vermutlich genau das ist, wonach Sie im Kern suchen (der hellgrüne Hügel am Abend sind ins Netz entladende Batterien): \r\n\r\n \r\nLesenswerte Quelle: https://reneweconomy.com.au/battery-storage-becomes-biggest-source-of-supply-in-evening-peak-in-one-of-worlds-biggest-grids/\r\n\r\nBei Rückfragen können Sie sich jederzeit bei uns melden.\r\n\r\nBeste Grüße\r\n\r\nFelix Dembski\r\nVice President Regulatory\r\n\r\n \r\nM: +49 171 8100792\r\nf.dembski@sonnen.de\r\nsonnen GmbH | im Innovationspark Allgäu | Am Riedbach 1 | 87499 Wildpoldsried\r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-06-19"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014070","regulatoryProjectTitle":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/3e/06/389143/Stellungnahme-Gutachten-SG2412200163.pdf","pdfPageCount":21,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Praxisbericht & Digitalisierungsbericht\r\nBMWK\r\n26. September 2024\r\n2\r\n1. Wo liegt die Herausforderung?\r\na. iMSys-basierte Flexprodukte\r\nb. Auswirkung fehlendes iMSys auf Flexprodukte\r\nc. Der wMSB als Alternative\r\n2. Bewältigung von Rollout und Einbau auf Wunsch\r\na. Muss der VNB Angst haben vorm Einbau auf Wunsch?\r\nb. Rolloutvereinbarungen vs. Quoten.\r\n3. Neue Belastungen\r\na. Kosten\r\nb. Anbindung PV & Einspeisespitzen\r\nc. Neue Cybersecurity-Anforderungen\r\nTable of Contents\r\nconfidential\r\n3\r\n1. Wo liegt die Herausforderung?\r\na. iMSys-basierte Flexprodukte\r\nb. Auswirkung fehlendes iMSys auf Flexprodukte\r\nc. Der wMSB als Alternative\r\n2. Bewältigung von Rollout und Einbau auf Wunsch\r\na. Muss der VNB Angst haben vorm Einbau auf Wunsch?\r\nb. Rolloutvereinbarungen vs. Quoten.\r\n3. Neue Belastungen\r\na. Kosten\r\nb. Anbindung PV & Einspeisespitzen\r\nc. Neue Cybersecurity-Anforderungen\r\nTable of Contents\r\nconfidential\r\n4\r\niMsys-basierte Produkte und \r\nKundenansprache\r\n• Flexibilitätsprodukte sind aktuell attraktiv.\r\n• Entscheidung fällt für das Produkt, nicht für das \r\niMSys.\r\n• First-Mover sind entscheidend für die Akzeptanz \r\nder Nachzügler.\r\nconfidential\r\n5\r\n1. Wo liegt die Herausforderung?\r\na. iMSys-basierte Flexprodukte\r\nb. Auswirkung fehlendes iMSys auf Flexprodukte\r\nc. Der wMSB als Alternative\r\n2. Bewältigung von Rollout und Einbau auf Wunsch\r\na. Muss der VNB Angst haben vorm Einbau auf Wunsch?\r\nb. Rolloutvereinbarungen vs. Quoten.\r\n3. Neue Belastungen\r\na. Kosten\r\nb. Anbindung PV & Einspeisespitzen\r\nc. Neue Cybersecurity-Anforderungen\r\nTable of Contents\r\nconfidential\r\n6\r\nAuswirkung fehlendes iMSys auf \r\nFlexprodukte.\r\n• Fehlendes iMSys zerstört Flexprodukte.\r\n• Verzögerungen beim iMSys-Einbau führt \r\nschlechten Bewertungen für Flexprodukte im \r\nInternet.\r\n• Nahezu alle Kunden-Eskalationen beruhen auf \r\nfehlendem iMSys.\r\nconfidential\r\n7\r\n1. Wo liegt die Herausforderung?\r\na. iMSys-basierte Flexprodukte\r\nb. Auswirkung fehlendes iMSys auf Flexprodukte\r\nc. Der wMSB als Alternative\r\n2. Bewältigung von Rollout und Einbau auf Wunsch\r\na. Muss der VNB Angst haben vorm Einbau auf Wunsch?\r\nb. Rolloutvereinbarungen vs. Quoten.\r\n3. Neue Belastungen\r\na. Kosten\r\nb. Anbindung PV & Einspeisespitzen\r\nc. Neue Cybersecurity-Anforderungen\r\nTable of Contents\r\nconfidential\r\n8\r\nDer wMSB als Alternative?\r\n• Kapazitäten der wMSB sind begrenzt.\r\n• Sehr anfällig für Insolvenzen.\r\n• Komplexes Dreieck der Fehlersuche zwischen \r\nDirektvermarkter, wMSB und VNB.\r\nconfidential\r\n9\r\n1. Wo liegt die Herausforderung?\r\na. iMSys-basierte Flexprodukte\r\nb. Auswirkung fehlendes iMSys auf Flexprodukte\r\nc. Der wMSB als Alternative\r\n2. Bewältigung von Rollout und Einbau auf Wunsch\r\na. Muss der VNB Angst haben vorm Einbau auf Wunsch?\r\nb. Rolloutvereinbarungen vs. Quoten.\r\n3. Neue Belastungen\r\na. Kosten\r\nb. Anbindung PV & Einspeisespitzen\r\nc. Neue Cybersecurity-Anforderungen\r\nTable of Contents\r\nconfidential\r\n10\r\nMuss der VNB Angst haben vor dem \r\nEinbau auf Wunsch?\r\n• Worst Case Betrachtung - der VNB mit den meisten \r\nsonnen Kunden, gerundet:\r\n• 2.300.000 Entnahmestellen in Niederspannung\r\n• 690.000 Pflichteinbaufälle ungefähr*\r\n• 63.000 bereits verbaute iMSys\r\n• Rollout-Belastung dieses VNB pro Quartal:\r\n• 72.000 Einbauten bei Vollrollout\r\n• 58.000 Einbauten wären 2,5% der \r\nEntnahmestellen\r\n• 22.000 Einbauten bei Pflichtrollout\r\n• XXXX Bestandskunden von sonnen\r\n*Annahme bei 30% Pflichtausstattungsfällen laut Digitalisierungsbericht; laut Veröffentlichung \r\ninsg. 460.000 dezentrale Einspeiser im VNB-Gebiet.\r\nconfidential\r\n11\r\n1. Wo liegt die Herausforderung?\r\na. iMSys-basierte Flexprodukte\r\nb. Auswirkung fehlendes iMSys auf Flexprodukte\r\nc. Der wMSB als Alternative\r\n2. Bewältigung von Rollout und Einbau auf Wunsch\r\na. Muss der VNB Angst haben vorm Einbau auf Wunsch?\r\nb. Rolloutvereinbarungen vs. Quoten.\r\n3. Neue Belastungen\r\na. Kosten\r\nb. Anbindung PV & Einspeisespitzen\r\nc. Neue Cybersecurity-Anforderungen\r\nTable of Contents\r\nconfidential\r\n12\r\nRollout-Vereinbarungen vs. Quoten.\r\n• Beispiel Fluvius (Belgien): Rollout & Einbau auf \r\nWunsch parallel machbar.\r\n• Rollout-Vereinbarungen:\r\n• Verhindern jedes Flex-Produkt.\r\n• „Wer keins will, \r\nder kriegt eins und \r\nwer eins will, \r\nder kriegt keins.“\r\n• Quoten:\r\n• Sachgerecht, wenn ambitioniert.\r\n• Ohne hohes Ambitionsniveau sind Quoten nur \r\nein Vorwand für‘s Nichtstun.\r\n• Priorität für Direktvermarktung?\r\nconfidential\r\n13\r\nErfolgreiche Flexprodukte trotz \r\nQuoten möglich?\r\n• 3,125% der Messstellen pro Quartal entspräche \r\n(zumutbarem) Voll-Rollout. Guter Ansatz für Quote.\r\n• Pflicht, zusätzliche Montage-Kapazitäten aktivieren\r\n• Installateure aktivieren: Bei neuen Erzeugungs\u0002Anlagen kann Elektrofachkraft iMSys einbauen.\r\n• Erfahrung aus Piloten: Größtes Hindernis ist die \r\nAnmeldung eines Einbaukorridors 17 Werktage \r\nim Voraus nach WiM.\r\n• Prüfung: Vereinfachung in WiM möglich, wenn \r\nBilanzierung eh erst später umgestellt wird?\r\n• Klarstellen: Was passiert bei Nichterfüllung?\r\nconfidential\r\n14\r\n1. Wo liegt die Herausforderung?\r\na. iMSys-basierte Flexprodukte\r\nb. Auswirkung fehlendes iMSys auf Flexprodukte\r\nc. Der wMSB als Alternative\r\n2. Bewältigung von Rollout und Einbau auf Wunsch\r\na. Muss der VNB Angst haben vorm Einbau auf Wunsch?\r\nb. Rolloutvereinbarungen vs. Quoten.\r\n3. Neue Belastungen\r\na. Kosten\r\nb. Anbindung PV & Einspeisespitzen\r\nc. Neue Cybersecurity-Anforderungen\r\nTable of Contents\r\nconfidential\r\n15\r\nModifikation der Kosten.\r\n✓ Erhöhung der Basis-POG\r\n✓ Anfahrtspauschale wenn sie auch gezahlt wird an \r\neinen einbauenden Installateur.\r\n✓ Haltefrist wenn Sonderkündigungsrecht und \r\ndeutliche Pönale zahlbar an Anschlussnutzer bei \r\nUnderperformance des gMSB.\r\n− Besteller-POG anteilig zwischen VNB und \r\nAnschlussnutzer teilen. \r\n− Denn VNB hat ebenfalls nutzen. \r\n− Anschlussnutzer kann nichts für fehlenden \r\nVollrollout.\r\n− Anpassung der Zusatzleistungen später?\r\nconfidential\r\n16\r\n1. Wo liegt die Herausforderung?\r\na. iMSys-basierte Flexprodukte\r\nb. Auswirkung fehlendes iMSys auf Flexprodukte\r\nc. Der wMSB als Alternative\r\n2. Bewältigung von Rollout und Einbau auf Wunsch\r\na. Muss der VNB Angst haben vorm Einbau auf Wunsch?\r\nb. Rolloutvereinbarungen vs. Quoten.\r\n3. Neue Belastungen\r\na. Kosten\r\nb. Anbindung PV & Einspeisespitzen\r\nc. Neue Cybersecurity-Anforderungen\r\nTable of Contents\r\nconfidential\r\n17\r\nAnbindung PV und Einspeisespitzen: \r\nMarkt vor Netz!\r\n18\r\nAnbindung PV und Einspeisespitzen: \r\nMarkt vor Netz!\r\n▪ Systemnutzen zuerst: Frist für Neuanlagen gut. Im \r\nBestand Anlagen mit Wechselwunsch in die DV \r\npriorisieren.\r\n▪ Alle(s) oder nichts: Schwellen vermeiden. Sie \r\nführen im Anlagenbereich bis 30 kW nur zu \r\nkleineren PV-Anlagen. \r\n▪ Vorhersehbarer Streit „um‘s letzte Kabel“: \r\nKlarstellen, wie weit die Pflicht zur Herstellung der \r\nFernsteuerbarkeit des (g)MSB geht.\r\nconfidential\r\n19\r\n1. Wo liegt die Herausforderung?\r\na. iMSys-basierte Flexprodukte\r\nb. Auswirkung fehlendes iMSys auf Flexprodukte\r\nc. Der wMSB als Alternative\r\n2. Bewältigung von Rollout und Einbau auf Wunsch\r\na. Muss der VNB Angst haben vorm Einbau auf Wunsch?\r\nb. Rolloutvereinbarungen vs. Quoten.\r\n3. Neue Belastungen\r\na. Kosten\r\nb. Anbindung PV & Einspeisespitzen\r\nc. 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Auswirkung fehlendes iMSys auf Flexprodukte\r\nc. Der wMSB als Alternative\r\n2. Bewältigung von Rollout und Einbau auf Wunsch\r\na. Muss der VNB Angst haben vorm Einbau auf Wunsch?\r\nb. Rolloutvereinbarungen vs. Quoten.\r\n3. Neue Belastungen\r\na. Kosten\r\nb. Anbindung PV & Einspeisespitzen\r\nc. Neue Cybersecurity-Anforderungen\r\nTable of Contents\r\nconfidential\r\n6\r\niMsys-basierte Produkte und \r\nKundenansprache\r\n• Flexibilitätsprodukte sind aktuell attraktiv.\r\n• Entscheidung fällt für das Produkt, nicht für das \r\niMSys.\r\n• First-Mover sind entscheidend für die Akzeptanz \r\nder Nachzügler.\r\nconfidential\r\n7\r\n1. Wo liegt die Herausforderung?\r\na. iMSys-basierte Flexprodukte\r\nb. Auswirkung fehlendes iMSys auf Flexprodukte\r\nc. Der wMSB als Alternative\r\n2. Bewältigung von Rollout und Einbau auf Wunsch\r\na. Muss der VNB Angst haben vorm Einbau auf Wunsch?\r\nb. Rolloutvereinbarungen vs. Quoten.\r\n3. Backup: Neue Belastungen\r\na. Kosten\r\nb. Anbindung PV & Einspeisespitzen\r\nc. Neue Cybersecurity-Anforderungen\r\nTable of Contents\r\nconfidential\r\n8\r\nAuswirkung fehlendes iMSys auf \r\nFlexprodukte.\r\n• Fehlendes iMSys zerstört Flexprodukte.\r\n• Verzögerungen beim iMSys-Einbau führt \r\nschlechten Bewertungen für Flexprodukte im \r\nInternet.\r\nconfidential\r\n9\r\n1. Wo liegt die Herausforderung?\r\na. iMSys-basierte Flexprodukte\r\nb. Auswirkung fehlendes iMSys auf Flexprodukte\r\nc. Der wMSB als Alternative\r\n2. Bewältigung von Rollout und Einbau auf Wunsch\r\na. Muss der VNB Angst haben vorm Einbau auf Wunsch?\r\nb. Rolloutvereinbarungen vs. Quoten.\r\n3. Backup: Neue Belastungen\r\na. Kosten\r\nb. Anbindung PV & Einspeisespitzen\r\nc. Neue Cybersecurity-Anforderungen\r\nTable of Contents\r\nconfidential\r\n10\r\nDer wMSB als Alternative?\r\n• Kapazitäten der wMSB sind sehr begrenzt.\r\n• Sehr anfällig für Insolvenzen.\r\n• Komplexes Dreieck der Fehlersuche zwischen \r\nDirektvermarkter, wMSB und VNB.\r\nconfidential\r\n11\r\n1. Wo liegt die Herausforderung?\r\na. iMSys-basierte Flexprodukte\r\nb. Auswirkung fehlendes iMSys auf Flexprodukte\r\nc. Der wMSB als Alternative\r\n2. Bewältigung von Rollout und Einbau auf Wunsch\r\na. Muss der VNB Angst haben vorm Einbau auf Wunsch?\r\nb. Rolloutvereinbarungen vs. Quoten.\r\n3. Backup: Neue Belastungen\r\na. Kosten\r\nb. Anbindung PV & Einspeisespitzen\r\nc. Neue Cybersecurity-Anforderungen\r\nTable of Contents\r\nconfidential\r\n12\r\nMuss der VNB Angst haben vor dem \r\nEinbau auf Wunsch?\r\n• Worst Case Betrachtung - der VNB mit den meisten \r\nsonnen Kunden, gerundet:\r\n• 2.300.000 Entnahmestellen in Niederspannung\r\n• 690.000 Pflichteinbaufälle ungefähr*\r\n• 63.000 bereits verbaute iMSys\r\n• Rollout-Belastung dieses VNB pro Quartal:\r\n• 72.000 Einbauten bei Vollrollout\r\n• 58.000 Einbauten wären 2,5% der \r\nEntnahmestellen\r\n• 22.000 Einbauten bei Pflichtrollout\r\n• XXXX Bestandskunden von sonnen\r\n*Annahme bei 30% Pflichtausstattungsfällen laut Digitalisierungsbericht; laut Veröffentlichung \r\ninsg. 460.000 dezentrale Einspeiser im VNB-Gebiet.\r\nconfidential\r\n13\r\n1. Wo liegt die Herausforderung?\r\na. iMSys-basierte Flexprodukte\r\nb. Auswirkung fehlendes iMSys auf Flexprodukte\r\nc. Der wMSB als Alternative\r\n2. Bewältigung von Rollout und Einbau auf Wunsch\r\na. Muss der VNB Angst haben vorm Einbau auf Wunsch?\r\nb. Rolloutvereinbarungen vs. Quoten.\r\n3. Backup: Neue Belastungen\r\na. Kosten\r\nb. Anbindung PV & Einspeisespitzen\r\nc. Neue Cybersecurity-Anforderungen\r\nTable of Contents\r\nconfidential\r\n14\r\nRollout-Vereinbarungen vs. Quoten.\r\n• Beispiel Fluvius (Belgien): Rollout & Einbau auf \r\nWunsch parallel machbar.\r\n• Rollout-Vereinbarungen = kein Einbau auf Wunsch \r\nmehr bei geplantem Vollrollout:\r\n• Verhindert jedes Flex-Produkt.\r\n• „Wer keins will, \r\nder kriegt eins und \r\nwer eins will, \r\nder kriegt keins.“\r\n• Quoten:\r\n• Sachgerecht, wenn ambitioniert.\r\n• Ohne hohes Ambitionsniveau sind Quoten nur \r\nein Vorwand für‘s Nichtstun.\r\n• Priorität für Direktvermarktung?\r\nconfidential\r\n15\r\nErfolgreiche Flexprodukte trotz \r\nQuoten möglich?\r\n• 3,125% der Messstellen pro Quartal entspräche \r\n(zumutbarem) Voll-Rollout. Guter Ansatz für Quote.\r\n• Pflicht, zusätzliche Montage-Kapazitäten aktivieren \r\n– nämlich die PV-Installateure.\r\n• Klarstellen: Was passiert bei Nichterfüllung?\r\nconfidential\r\nVielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!\r\nBackup: Kosten, Einspeisespitzen, \r\nCybersecurity\r\n18\r\n1. Wo liegt die Herausforderung?\r\na. iMSys-basierte Flexprodukte\r\nb. Auswirkung fehlendes iMSys auf Flexprodukte\r\nc. Der wMSB als Alternative\r\n2. Bewältigung von Rollout und Einbau auf Wunsch\r\na. Muss der VNB Angst haben vorm Einbau auf Wunsch?\r\nb. Rolloutvereinbarungen vs. Quoten.\r\n3. Backup: Neue Belastungen\r\na. Kosten\r\nb. Anbindung PV & Einspeisespitzen\r\nc. 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Neue Cybersecurity-Anforderungen\r\nTable of Contents\r\nconfidential\r\n21\r\nAnbindung PV und Einspeisespitzen: \r\nMarkt vor Netz!\r\nconfidential\r\n22\r\nAnbindung PV und Einspeisespitzen: \r\nMarkt vor Netz!\r\n▪ Systemnutzen zuerst: Frist für Neuanlagen gut. Im \r\nBestand Anlagen mit Wechselwunsch in die DV \r\npriorisieren.\r\n▪ Alle(s) oder nichts: Schwellen vermeiden. Sie \r\nführen im Anlagenbereich bis 30 kW nur zu \r\nkleineren PV-Anlagen. \r\n▪ (Prozesse der Direktvermarktung straffen)\r\nconfidential\r\n23\r\n1. Wo liegt die Herausforderung?\r\na. iMSys-basierte Flexprodukte\r\nb. Auswirkung fehlendes iMSys auf Flexprodukte\r\nc. Der wMSB als Alternative\r\n2. Bewältigung von Rollout und Einbau auf Wunsch\r\na. Muss der VNB Angst haben vorm Einbau auf Wunsch?\r\nb. Rolloutvereinbarungen vs. Quoten.\r\n3. Backup: Neue Belastungen\r\na. Kosten\r\nb. Anbindung PV & Einspeisespitzen\r\nc. 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Auswirkung fehlendes iMSys auf Flexprodukte\r\nc. Der wMSB als Alternative\r\n2. Bewältigung von Rollout und Einbau auf Wunsch\r\na. Muss der VNB Angst haben vorm Einbau auf Wunsch?\r\nb. Rolloutvereinbarungen vs. Quoten.\r\n3. Neue Belastungen\r\na. Kosten\r\nb. Anbindung PV & Einspeisespitzen\r\nc. Neue Cybersecurity-Anforderungen\r\nTable of Contents\r\nconfidential\r\n6\r\niMsys-basierte Produkte und \r\nKundenansprache\r\n• Flexibilitätsprodukte sind aktuell attraktiv.\r\n• Entscheidung fällt für das Produkt, nicht für das \r\niMSys.\r\n• First-Mover sind entscheidend für die Akzeptanz \r\nder Nachzügler.\r\nconfidential\r\n7\r\n1. Wo liegt die Herausforderung?\r\na. iMSys-basierte Flexprodukte\r\nb. Auswirkung fehlendes iMSys auf Flexprodukte\r\nc. Der wMSB als Alternative\r\n2. Bewältigung von Rollout und Einbau auf Wunsch\r\na. Muss der VNB Angst haben vorm Einbau auf Wunsch?\r\nb. Rolloutvereinbarungen vs. Quoten.\r\n3. Backup: Neue Belastungen\r\na. Kosten\r\nb. Anbindung PV & Einspeisespitzen\r\nc. Neue Cybersecurity-Anforderungen\r\nTable of Contents\r\nconfidential\r\n8\r\nAuswirkung fehlendes iMSys auf \r\nFlexprodukte.\r\n• Fehlendes iMSys zerstört Flexprodukte.\r\n• Verzögerungen beim iMSys-Einbau führt \r\nschlechten Bewertungen für Flexprodukte im \r\nInternet.\r\nconfidential\r\n9\r\n1. Wo liegt die Herausforderung?\r\na. iMSys-basierte Flexprodukte\r\nb. Auswirkung fehlendes iMSys auf Flexprodukte\r\nc. Der wMSB als Alternative\r\n2. Bewältigung von Rollout und Einbau auf Wunsch\r\na. Muss der VNB Angst haben vorm Einbau auf Wunsch?\r\nb. Rolloutvereinbarungen vs. Quoten.\r\n3. Backup: Neue Belastungen\r\na. Kosten\r\nb. Anbindung PV & Einspeisespitzen\r\nc. Neue Cybersecurity-Anforderungen\r\nTable of Contents\r\nconfidential\r\n10\r\nDer wMSB als Alternative?\r\n• Kapazitäten der wMSB sind sehr begrenzt.\r\n• Sehr anfällig für Insolvenzen.\r\n• Komplexes Dreieck der Fehlersuche zwischen \r\nDirektvermarkter, wMSB und VNB.\r\nconfidential\r\n11\r\n1. Wo liegt die Herausforderung?\r\na. iMSys-basierte Flexprodukte\r\nb. Auswirkung fehlendes iMSys auf Flexprodukte\r\nc. Der wMSB als Alternative\r\n2. Bewältigung von Rollout und Einbau auf Wunsch\r\na. Muss der VNB Angst haben vorm Einbau auf Wunsch?\r\nb. Rolloutvereinbarungen vs. Quoten.\r\n3. Backup: Neue Belastungen\r\na. Kosten\r\nb. Anbindung PV & Einspeisespitzen\r\nc. Neue Cybersecurity-Anforderungen\r\nTable of Contents\r\nconfidential\r\n12\r\nMuss der VNB Angst haben vor dem \r\nEinbau auf Wunsch?\r\n• Worst Case Betrachtung - der VNB mit den meisten \r\nsonnen Kunden, gerundet:\r\n• 2.300.000 Entnahmestellen in Niederspannung\r\n• 690.000 Pflichteinbaufälle ungefähr*\r\n• 63.000 bereits verbaute iMSys\r\n• Rollout-Belastung dieses VNB pro Quartal:\r\n• 72.000 Einbauten bei Vollrollout\r\n• 58.000 Einbauten wären 2,5% der \r\nEntnahmestellen\r\n• 22.000 Einbauten bei Pflichtrollout\r\n• XXXX Bestandskunden von sonnen\r\n*Annahme bei 30% Pflichtausstattungsfällen laut Digitalisierungsbericht; laut Veröffentlichung \r\ninsg. 460.000 dezentrale Einspeiser im VNB-Gebiet.\r\nconfidential\r\n13\r\n1. Wo liegt die Herausforderung?\r\na. iMSys-basierte Flexprodukte\r\nb. Auswirkung fehlendes iMSys auf Flexprodukte\r\nc. Der wMSB als Alternative\r\n2. Bewältigung von Rollout und Einbau auf Wunsch\r\na. Muss der VNB Angst haben vorm Einbau auf Wunsch?\r\nb. Rolloutvereinbarungen vs. Quoten.\r\n3. Backup: Neue Belastungen\r\na. Kosten\r\nb. Anbindung PV & Einspeisespitzen\r\nc. Neue Cybersecurity-Anforderungen\r\nTable of Contents\r\nconfidential\r\n14\r\nRollout-Vereinbarungen vs. Quoten.\r\n• Beispiel Fluvius (Belgien): Rollout & Einbau auf \r\nWunsch parallel machbar.\r\n• Rollout-Vereinbarungen = kein Einbau auf Wunsch \r\nmehr bei geplantem Vollrollout:\r\n• Verhindert jedes Flex-Produkt.\r\n• „Wer keins will, \r\nder kriegt eins und \r\nwer eins will, \r\nder kriegt keins.“\r\n• Quoten:\r\n• Sachgerecht, wenn ambitioniert.\r\n• Ohne hohes Ambitionsniveau sind Quoten nur \r\nein Vorwand für‘s Nichtstun.\r\n• Priorität für Direktvermarktung?\r\nconfidential\r\nBackup: Kosten, Einspeisespitzen, \r\nCybersecurity\r\n16\r\n1. Wo liegt die Herausforderung?\r\na. iMSys-basierte Flexprodukte\r\nb. Auswirkung fehlendes iMSys auf Flexprodukte\r\nc. Der wMSB als Alternative\r\n2. Bewältigung von Rollout und Einbau auf Wunsch\r\na. Muss der VNB Angst haben vorm Einbau auf Wunsch?\r\nb. Rolloutvereinbarungen vs. Quoten.\r\n3. Backup: Neue Belastungen\r\na. Kosten\r\nb. Anbindung PV & Einspeisespitzen\r\nc. Neue Cybersecurity-Anforderungen\r\nTable of Contents\r\nconfidential\r\n17\r\nModifikation der Kosten.\r\n✓ Erhöhung der Basis-POG\r\n✓ Haltefrist wenn Sonderkündigungsrecht und \r\ndeutliche Pönale zahlbar an Anschlussnutzer bei \r\nUnderperformance des gMSB.\r\n✓ Neue Besteller-POG ist seltsam - anteilig zwischen \r\nVNB und Anschlussnutzer teilen? \r\nconfidential\r\n18\r\n1. Wo liegt die Herausforderung?\r\na. iMSys-basierte Flexprodukte\r\nb. Auswirkung fehlendes iMSys auf Flexprodukte\r\nc. Der wMSB als Alternative\r\n2. Bewältigung von Rollout und Einbau auf Wunsch\r\na. Muss der VNB Angst haben vorm Einbau auf Wunsch?\r\nb. Rolloutvereinbarungen vs. Quoten.\r\n3. Backup: Neue Belastungen\r\na. Kosten\r\nb. Anbindung PV & Einspeisespitzen\r\nc. Neue Cybersecurity-Anforderungen\r\nTable of Contents\r\nconfidential\r\n19\r\nStromspitzen\r\nBeispiel Deutschland vs. Kalifornien\r\nconfidential\r\n20\r\nAnbindung PV und Einspeisespitzen: \r\nMarkt vor Netz!\r\n▪ Alle(s) oder nichts: Schwellen vermeiden. Sie \r\nführen im Anlagenbereich bis 30 kW nur zu \r\nkleineren PV-Anlagen. \r\n▪ Prozesse der Direktvermarktung straffen\r\n▪ BNetzA-Vorschlag Grün-Grau-Pauschale wäre \r\nSchlüssel für den Massenmarkt.\r\nconfidential\r\n21\r\n1. Wo liegt die Herausforderung?\r\na. iMSys-basierte Flexprodukte\r\nb. Auswirkung fehlendes iMSys auf Flexprodukte\r\nc. Der wMSB als Alternative\r\n2. Bewältigung von Rollout und Einbau auf Wunsch\r\na. Muss der VNB Angst haben vorm Einbau auf Wunsch?\r\nb. Rolloutvereinbarungen vs. Quoten.\r\n3. Backup: Neue Belastungen\r\na. Kosten\r\nb. Anbindung PV & Einspeisespitzen\r\nc. Neue Cybersecurity-Anforderungen\r\nTable of Contents\r\nconfidential\r\n22\r\nGefahrenabwehr Cybersecurity.\r\n▪ Ausufernde Cybersecurity Systematiken: KRITIS-V, \r\nB3S, NIS2, BSI TR-03109, CRA, IT\u0002Sicherheitsregeln der ÜNB (…) \r\n▪ Wenn möglich, bitte keine neue Cybersecurity\u0002Systematik!\r\n▪ Ansatz der „kritischen Komponenten“ gemäß § 9b \r\nBSI-G am passendsten?\r\nconfidential"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-10-08"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014070","regulatoryProjectTitle":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/0f/eb/389149/Stellungnahme-Gutachten-SG2412200166.pdf","pdfPageCount":25,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Zugang zur Direktvermarktung für \r\nKleinanlagen beschleunigen\r\n07.10.2024\r\nPraxisbericht Direktvermarktung von \r\nKleinanlagen\r\nsonnen \r\nVorbilder\r\nQuelle: www.gridstatus.io\r\nVorbild Kalifornien zur Arbeitsteilung PV \r\nund Speicher.\r\nPräsentationstitel | 07.03.24 5\r\nVorbilder Prozess.\r\nLieferantenwechsel Roaming Elster Formular\r\nWie läuft die Anmeldung in die \r\nDirektvermarktung ab?\r\nSchematischer Prozessablauf. \r\nMit Ummeldung im Bestand.\r\nPV-Anlage \r\ndurch \r\nInstallateur \r\ninstalliert\r\nEinspeise\u0002MaLo durch \r\nVNB gebildet & \r\nvia MaKo\r\nkommuniziert\r\niMS durch \r\nwMSB \r\neingebaut\r\nDirekt\u0002vermarktung \r\ndurch VNB \r\nbestätigt\r\n15-Min. \r\nBilanzierung \r\nBezugsseite \r\ndurch VNB \r\numgestellt\r\nOptimierung \r\nBezug\r\nOptimierung \r\nEinspeisung\r\nDie ersten drei Schritte im Detail.\r\nSchematischer Prozessablauf.\r\nPV-Anlage \r\ndurch \r\nInstallateur \r\ninstalliert\r\nEinspeise\u0002MaLo durch \r\nVNB gebildet & \r\nvia MaKo\r\nkommuniziert\r\niMS durch \r\nwMSB \r\neingebaut\r\nDirekt\u0002vermarktung \r\ndurch VNB \r\nbestätigt\r\n15-Min. \r\nBilanzierung \r\nBezugsseite \r\ndurch VNB \r\numgestellt\r\nOptimierung \r\nBezug\r\nOptimierung \r\nEinspeisung\r\nDie zweiten drei Schritte im Detail.\r\nSchematischer Prozessablauf.\r\nPV-Anlage \r\ndurch \r\nInstallateur \r\ninstalliert\r\nEinspeise\u0002MaLo durch \r\nVNB gebildet & \r\nvia MaKo\r\nkommuniziert\r\niMS durch \r\nwMSB \r\neingebaut\r\nDirekt\u0002vermarktung \r\ndurch VNB \r\nbestätigt\r\n15-Min. \r\nBilanzierung \r\nBezugsseite \r\ndurch VNB \r\numgestellt\r\nOptimierung \r\nBezug\r\nOptimierung \r\nEinspeisung\r\nÜbermittlung Einspeise-MaLo: \r\nDauer in Monaten\r\nVNB XXX XX\r\nVNB XXX XX\r\nVNB XXX XX\r\nVNB XXX XX\r\nVNB XXX XX\r\nVNB XXX XX\r\nVNB XXX XX\r\nVNB XXX XX\r\nVNB XXX XX\r\nVNB XXX XX\r\nVNB XXX XX\r\nVNB XXX XX\r\nVNB XXX XX\r\nVNB XXX XX\r\nVNB XXX XX\r\nVNB XXX XX\r\nVNB XXX XX\r\nVNB XXX XX\r\nVNB XXX XX\r\nVNB XXX XX\r\nVNB XXX XX\r\n12\r\nÜberblick: 20 kritische \r\nVNB (Datenstand April \r\n2024).\r\nSchematischer Prozessablauf.\r\nPV-Anlage \r\ndurch \r\nInstallateur \r\ninstalliert\r\nEinspeise\u0002MaLo durch \r\nVNB gebildet & \r\nvia MaKo\r\nkommuniziert\r\niMS durch \r\nwMSB \r\neingebaut\r\nDirekt\u0002vermarktung \r\ndurch VNB \r\nbestätigt\r\n15-Min. \r\nBilanzierung \r\nBezugsseite \r\ndurch VNB \r\numgestellt\r\nOptimierung \r\nBezug\r\nOptimierung \r\nEinspeisung\r\nXX Monate\r\nÜbermittlung Einspeise-MaLo: \r\nDauer in Monaten\r\nAnmeldung Direktvermarktung: \r\nDauer in Monaten\r\nVNB XXX XX XX\r\nVNB XXX XX XX\r\nVNB XXX XX XX\r\nVNB XXX XX XX\r\nVNB XXX XX XX\r\nVNB XXX XX XX\r\nVNB XXX XX XX\r\nVNB XXX XX XX\r\nVNB XXX XX XX\r\nVNB XXX XX XX\r\nVNB XXX XX XX\r\nVNB XXX XX XX\r\nVNB XXX XX XX\r\nVNB XXX XX XX\r\nVNB XXX XX XX\r\nVNB XXX XX XX\r\nVNB XXX XX XX\r\nVNB XXX XX XX\r\nVNB XXX XX XX\r\nVNB XXX XX XX\r\nVNB XXX XX XX\r\n14\r\nÜberblick: 20 kritische \r\nVNB (Datenstand April \r\n2024).\r\nSchematischer Prozessablauf.\r\nPV-Anlage \r\ndurch \r\nInstallateur \r\ninstalliert\r\nEinspeise\u0002MaLo durch \r\nVNB gebildet & \r\nvia MaKo\r\nkommuniziert\r\niMS durch \r\nwMSB \r\neingebaut\r\nDirekt\u0002vermarktung \r\ndurch VNB \r\nbestätigt\r\n15-Min. \r\nBilanzierung \r\nBezugsseite \r\ndurch VNB \r\numgestellt\r\nOptimierung \r\nBezug\r\nOptimierung \r\nEinspeisung\r\nX Monate\r\nXX Monate\r\nSchematischer Prozessablauf.\r\nPV-Anlage \r\ndurch \r\nInstallateur \r\ninstalliert\r\nEinspeise\u0002MaLo durch \r\nVNB gebildet & \r\nvia MaKo\r\nkommuniziert\r\niMS durch \r\nwMSB \r\neingebaut\r\nDirekt\u0002vermarktung \r\ndurch VNB \r\nbestätigt\r\n15-Min. \r\nBilanzierung \r\nBezugsseite \r\ndurch VNB \r\numgestellt\r\nOptimierung \r\nBezug\r\nOptimierung \r\nEinspeisung\r\nX Monate\r\nXX Monate\r\nÜbermittlung Einspeise-MaLo: \r\nDauer in Monaten\r\nAnmeldung Direktvermarktung: \r\nDauer in Monaten\r\nUmstellung Bilanzierung des \r\nBezugs:\r\nDauer in Monaten\r\nVNB XXX XX XX XX\r\nVNB XXX XX XX XX\r\nVNB XXX XX XX XX\r\nVNB XXX XX XX XX\r\nVNB XXX XX XX XX\r\nVNB XXX XX XX XX\r\nVNB XXX XX XX XX\r\nVNB XXX XX XX XX\r\nVNB XXX XX XX XX\r\nVNB XXX XX XX XX\r\nVNB XXX XX XX XX\r\nVNB XXX XX XX XX\r\nVNB XXX XX XX XX\r\nVNB XXX XX XX XX\r\nVNB XXX XX XX XX\r\nVNB XXX XX XX XX\r\nVNB XXX XX XX XX\r\nVNB XXX XX XX XX\r\nVNB XXX XX XX XX\r\nVNB XXX XX XX XX\r\nVNB XXX XX XX XX\r\n17\r\nÜberblick: 20 kritische \r\nVNB (Datenstand April \r\n2024).\r\nSchematischer Prozessablauf.\r\nPV-Anlage \r\ndurch \r\nInstallateur \r\ninstalliert\r\nEinspeise\u0002MaLo durch \r\nVNB gebildet & \r\nvia MaKo\r\nkommuniziert\r\niMS durch \r\nwMSB \r\neingebaut\r\nDirekt\u0002vermarktung \r\ndurch VNB \r\nbestätigt\r\n15-Min. \r\nBilanzierung \r\nBezugsseite \r\ndurch VNB \r\numgestellt\r\nOptimierung \r\nBezug\r\nOptimierung \r\nEinspeisung\r\nX Monate\r\nXX Monate\r\nX Monate\r\nAbsicherung durch Pönalen.\r\nPräsentationstitel | 07.03.24 20\r\nVorbilder Absicherung durch Pönalen\r\n(statt Überlastung der Aufsicht)\r\n20\r\nFlugverkehr Telekommunikation Smart Meter \r\nBelgien\r\nWie läuft die Abrechnung?\r\n22\r\nAbrechnung: Direkte Auszahlung an \r\nDirektvermarkter und digitale Rechnungen \r\nnotwendig.\r\n(Bild mit großen Stapeln an Abrechnungen auf Papier von VNB aufgrund von Betriebsgeheimnissen gelöscht)\r\nEnde Praxisbericht\r\n5 Empfehlungen\r\n1. Bereitstellung MaLo und Umstellung Bilanzierung beschleunigen.\r\n2. Prozesse bei VNB vereinheitlichen.\r\n3. Umstellung des Betriebsmodus Speicher vereinfachen und \r\ndigitalisieren.\r\n4. Durch Pönalen absichern.\r\n5. Option: Marktprämie direkt an den DV auszahlen & digital \r\nabrechen.\r\nZugang zur Direktvermarktung für Kleinanlagen beschleunigen\r\nVielen Dank!\r\nFelix Dembski, \r\nVP Regulatory \r\nsonnen GmbH\r\nFlavia Röhrs,\r\nDezentrale \r\nErzeugung\r\nbne e.V."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-10-07"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014070","regulatoryProjectTitle":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ed/3c/389151/Stellungnahme-Gutachten-SG2412200167.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":"Von:\tFelix Dembski\r\nGesendet:\tFreitag, 20. Dezember 2024 17:15\r\nAn:\tMatthias.Laux@bmwk.bund.de\r\nBetreff:\tAW: Rückfragen Direktvermarktungsworkshop BMWK\r\n\r\nHallo Matthias,\r\n\r\nvielen Dank für den guten Workshop und die Bereitschaft, tief in die Prozesse \"hinter den Paragraphen\" \r\neinzusteigen. \r\n\r\nEs gäbe noch zwei nachgelagerte Prozessschritte, die relevant wären, um die DV zu verbessern:\r\n\r\nA. Abwicklung der Marktprämie\r\n\r\n1. Anregung: Bei Kleinanlagen wäre es essentiell, dass die Möglichkeit besteht - wenn nicht sogar der \r\ndefault-mode - dass die Marktprämie vom VNB - oder besser noch einer zentralen Stelle wie dem ÜNB - \r\nan den Direktvermarkter ausgezahlt wird.\r\n\r\n2. Wo ist Herausforderung? \r\n\r\n2.1 Nach dem EEG steht der Anspruch auf die Marktprämie dem Anlagenbetreiber zu. Das ist auch gut so, \r\nweil sonst der Anlagenbetreiber das Insolvenzrisiko des Direktvermarkters trägt. Dieses Risiko kann bei \r\ngroßen Anlagen beträchtlich sein. Die Direktvermarkter lassen sich diese Forderung dann oft abtreten.\r\n\r\n2.2 In der \"Kleinen Direktvermarktung\" ist es dagegen nicht zielführend, wenn der Direktvermarkter die \r\nErlöse aus dem Day Ahead Markt an den Anlagenbetreiber zahlt und der VNB die Marktprämie an den \r\nAnlagenbetreiber. Der Kunde erhält dann zwei Abrechnungen, die er nicht versteht. Insbesondere muss \r\ner dann selbst ausrechnen, ob er am Ende des Jahres eigentlich besser oder schlechter steht als in der \r\nEinspeisevergütung.\r\n\r\nZudem stehen diese zwei Zahlungsströme dem einfachen Produktdesign entgegen, bei dem \r\nbeispielsweise die Einnahmen aus der DV direkt mit der Lieferantenrechnung verrechnet werden.\r\n\r\n2.3 Die offensichtliche Lösung - die Abtretung des Anspruchs an den Direktvermarkter - funktioniert im \r\nMassengeschäft leider nicht: \r\n- VNB verlangen eigene Formulare für die Abtretungserklärung, \r\n- jeder VNB will einen eigenen unique identifier (uID) (MeLo, MaLo, MaStr-Nr., Netz-Kundennummer, \r\nusw.), \r\n- der Kunde soll auf Papier unterschreiben, -\r\n- bei den Zahlungen vom VNB and den DV'er fehlt dann wiederum dieser unique identifier und der \r\nDirektvermarkter kann die Zahlungseingänge seinen Kunden nicht zuordnen, \r\n- es kommen monatlich Unmengen an Einzelabrechnungen beim DV an, die je nach VNB immer ein \r\nunterschiedliches Format haben,\r\n- etc.\r\n\r\nWir haben hier sehr schlechte Erfahrungen gemacht.\r\n\r\n3. Lösungsansatz: Die Zahlung der Marktprämie geht bei Kleinanlagen unmittelbar an den \r\nDirektvermarkter und der zahlt sie gemeinsam mit den Markterlösen an den Anlagenbetreiber aus. \r\nZumindest müsste dies als standardisierte Option bei der Anmeldung zur DV per MaKo anmeldbar sein. \r\nIm besten Fall kommt die Marktprämie nicht mehr vom anschließenden VNB, sondern von einer \r\nzentralen Stelle.\r\n\r\nAuf diesem Wege...\r\n- ... könnte der DV vom VNB eine Sammelabrechnung für alle Kunden im Netzgebiet (oder Bundesgebiet) \r\nerhalten,\r\n- ... könnte der DV'er dem Anlagenbetreiber in seiner Abrechnung zeigen: \"Guck, hier in der DV verdienst \r\ndu in der Summe 9 Cent, statt 8 Cent in der Einspeisevergütung! Sag es deinem Nachbarn weiter!\"\r\n- ... könnte der Anlagenbetreiber einen einheitlichen Ansprechpartner haben.\r\n- ...könnte bei der Auszahlung durch eine zentrale Stelle der VNB motiviert sein, die Kleine DV zu \r\nunterstützen, weil keine Auszahlungen mehr vornehmen muss.\r\n\r\n4. Die Kehrseite der Medaille wäre, dass der Anlagenbetreiber solange das Insolvenzrisiko des DV'er \r\nträgt. Bei kleinen Anlagen scheint dies jedoch überschaubar. Insbesondere, wenn es nur eine Option von \r\nzweien ist und der Anlagenbetreiber - sollte der DV'er mehrere Monate die Erträge nicht auszahlen - ja \r\nzurück wechseln kann zur Zahlung vom VNB an ihn direkt.\r\n\r\n\r\nB. Ausstellung der Anschlussnetzbetreiberbestätigung\r\n\r\nDie ANB-Bestätigung ist streng genommen kein DV-Thema, sondern eine Frage des Zugangs zu den \r\nRegelenergiemärkten. Zugleich sind diese Märkte aber für Anlagen in der DV eine zusätzliche \r\nEinnahmequelle, die den Marktbetrieb attraktiver gegenüber der Einspeisevergütung machen.\r\n\r\n1. Anregung: Die ANB-Bestätigung muss für Anlagen bis 30 kW nicht ausgestellt werden oder aber ihre \r\nAusstellung wird vermutet, so dass Anlagen bereits vor Ausstellung Regelleistung erbringen dürfen.\r\n\r\n2. Wo liegt die Herausforderung? Nachdem Anlagen in die DV gewechselt sind, können die \r\nangeschlossenen Speicher zusätzlich Regelleistung erbringen, wenn sie hierfür präqualifiziert sind. Als \r\nletzten Schritt der Präqualifikation muss der Anschlussnetzbetreiber (VNB) dem Regelleistung \r\nanfordernden Netzbetreiber (ÜNB) bestätigen, dass die von diesen Anlagen erbrachte Leistung auch das \r\nÜbertragungsnetz erreichen wird. D.h. der ÜNB will ausschließen, dass Anlagen Regelleistung erbringen, \r\ndie der VNB ständig abregelt.\r\n\r\nDabei ist unklar, ob für die Ausstellung eine Dreimonatsfrist aus Art. 155 Abs. 4 i.V.m. Art. 182 EU System \r\nOperation Guidelines gilt oder nicht. In der Praxis lassen sich die VNB viele Monate mit der Ausstellung \r\nZeit. Ebenso muss oft nachgehakt werden.\r\n\r\nZugleich ist bei den mehreren tausend Anlagen, die sonnen zur FCR angemeldet hat, noch nie eine ANB-\r\nBestätigung am Ende abgelehnt worden. Sprich, die Netze waren immer engpassfrei genug.\r\n\r\nHier die Dokumente als Referenz:\r\n\r\nhttps://www.regelleistung.net/xspproxy/api/StaticFiles/Regelleistung/Infos_f%C3%BCr_Anbieter/Wie_w\r\nerde_ich_Regelenergieanbieter_Pr%C3%A4qualifikation/Gemeinsame_Unterlagen/Bestaetigungserklaer\r\nung_des_Anschlussnetzbetreibers.pdf\r\n\r\nhttps://www.regelleistung.net/xspproxy/api/StaticFiles/Regelleistung/Infos_f%C3%BCr_Anbieter/Wie_w\r\nerde_ich_Regelenergieanbieter_Pr%C3%A4qualifikation/Gemeinsame_Unterlagen/Best%C3%A4tigungse\r\nrkl%C3%A4rung_des_Anschlussnetzbetreibers_FAQ.pdf\r\n\r\n3. Lösungsansatz: Für kleine Anlagen bis 30 kW wird vermutet, dass die Regelleistung das \r\nÜbertragungsnetz erreicht, wenn die ANB-Bestätigung nicht innerhalb von 2 Monaten aktiv verweigert \r\nwird. Ggf. wäre diese Regelung auszusetzen, bei VNB, die bereits aktiv Anlagen unter 30 kW abregeln. Das \r\nwären aber die allerwenigsten VNB.\r\n\r\n\r\nBei Rückfragen einfach melden!\r\n\r\nSchöne Weihnachten und einen guten Rutsch!\r\n\r\nBeste Grüße\r\n\r\nFelix Dembski\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-12-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014070","regulatoryProjectTitle":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ab/26/502761/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310333.pdf","pdfPageCount":22,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Austausch sonnen – BMWK zu Stromspitzen und Pauschalmodell"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-01-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014070","regulatoryProjectTitle":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/02/71/502763/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310334.pdf","pdfPageCount":41,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Austausch sonnen – SPD-Fraktion zu\r\nStromspitzen, Direktvermarktung und\r\nPauschalmodell"},"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":"2025-01-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014070","regulatoryProjectTitle":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b0/99/502765/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310335.pdf","pdfPageCount":1,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Marktzugang Flexibilität aus PV und\r\nSpeicher\r\nSchematischer Prozessablauf."},"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":"2025-01-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014070","regulatoryProjectTitle":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ee/79/502767/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310337.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Hallo Herr XXX,\r\n\r\nSie fragten bei unserem Telefonat um zwei Einschätzungen. Ich habe etwas gegrübelt und würde die Ihnen gerne mitteilen.\r\n\r\nI.           Ließen sich der Stromspitzen-Teil und der MsbG-Teil im „EnWG light“ trennen?\r\nII.          Gäbe es kurzfristige Maßnahmen zur Senkung des Kostenniveaus beim Smart Metering?\r\n\r\nPrämissen: \r\n\tDie Stromspitzen sind real. (Dafür sprechen die Zahlen von 50Hertz).\r\n\tDas erhöhte Kostenniveau bei den iMSys ist real. (Dafür sprechen für uns die Preise der wettbewerblichen Anbieter und erste Erfahrungen mit grundzuständigen MSB beim Einbau auf Wunsch). Ebenso die Voruntersuchung des BMWK: https://www.clearingstelle-eeg-kwkg.de/sites/default/files/2024-07/digitalisierungsbericht-energiewende-a1-voruntersuchung.pdf)\r\n\r\nHerausforderung: Wie können die MSB kostendeckend ausrollen und kann zugleich die Belastung der Verbraucher verträglich gehalten werden – insbesondere mit Blick auf die endende/beginnende Legislatur?\r\n\r\nZu I. – Trennbarkeit?\r\n1.\tEine Trennbarkeit scheint möglich, aber ließe mehrere Maßnahmen gegen Stromspitzen ins Leere laufen.\r\n2.\tDas MsbG scheint nicht zwingend mit den restlichen Teilen des Gesetzes verknüpft.\r\n3.\tJedoch beruhen viele Mechanismen gegen Stromspitzen auf dem zügigen Einsatz von iMSys mit Steuerbox:\r\na.\tKeine Vergütung bei negativen Preisen – benötigt iMSys.\r\nb.\tNot-Abschaltung durch den Netzbetreiber – benötigt iMSys mit Steuerbox. Die Alternative – Funkrundsteuer-Empfänger – ist noch teurer und veraltet\r\nc.\tDirektvermarktung für PV-Anlagen (Steuerung nach Preissignalen durch Direktvermarktungsunternehmen) – benötigt iMSys mit Steuerbox.\r\nd.\tZügigerer Rollout der iMSys bei PV-Anlagen legt erst die Basis für die Bekämpfung (Neuanlagen: Innerhalb 24 Monate; Bestands-Anlagen ~50% bis Ende 2028). Ohne diese „Straffung“ könnten Netzbetreiber sich weiter bis zu 8 Jahre Zeit mit der Ausstattung lassen. Viele kleine MSB haben noch gar nicht angefangen und würden das vermutlich auch weiterhin nicht tun. \r\nBei circa 30 der größeren Messstellenbetreiber wurden bereits 20 Prozent der Pflichteinbaufälle ausgestattet. Im Gegensatz dazu haben rund 521 Unternehmen bislang weniger als 2 Prozent der Pflichteinbaufälle ausgestattet. https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/NetzzugangMesswesen/Mess-undZaehlwesen/iMSys/artikel.html\r\ne.\tSprich, die Maßnahmen gegen Stromspitzen greifen erst, wenn die gMSB mit ihrem Rollout ernst machen – und das tun viele noch nicht.\r\n4.\tDie Alternative – Abschaltungen über die Wechselrichter durch Vereinbarungen mit den Herstellern – wird wegen der Dominanz der asiatischen Hersteller zurzeit kontrovers diskutiert. Hier wären vermutlich nur Vereinbarungen mit europäischen Anbietern zielführend.\r\n5.\tErgebnis wären große Verunsicherung und Apathie im Markt: Rollout-Pläne würden zurückgestellt, der Einbau auf Wunsch würde zumindest bei optionalen Einbaufällen mit Mondpreisen unterbunden und die Maßnahmen gegen die Stromspitzen würden erst später wirksam.\r\n6.\tAkteure wie sonnen oder Enpal, die auch mit wettbewerblichen Messstellenbetreibern arbeiten und erste Erfahrungen mit gMSB haben, könnten eine solche Phase überbrücken. Aber richtig zielführend wäre es nicht. \r\n\r\nZu II. - Maßnahmen zur Reduzierung des Kostenniveaus?\r\n1.\tDas Kostenniveau ist hoch und kann kurz- und mittelfristig nur durch Skalen- und Lerneffekte gesenkt werden. Eine Vereinfachung der Sicherheitsanforderung an Hardware, IT und Prozesse würden nur mittel- bis langfristig wirken. \r\n2.\tDer Messstellenbetrieb ist ein Geschäft mit hohen Kosten am Anfang (Anschaffung Gerät, Anfahrt, Einbau, etc.) und danach ebenfalls nicht-geringen Kosten im laufenden Betrieb.\r\n3.\tKostentreiber sind die Geräte aufgrund der hohen Anforderungen des BSI, die Logistik rund um Anfahrt und Einbau, sowie die hochsichere Kommunikation im Betrieb.\r\n4.\tDie MSB müssen ihre Kosten, die unabhängig vom Usecase eigentlich immer gleich sind, über 8 Jahre wieder einspielen.\r\n5.\tDiese Kosten werden vom MsbG nur jeweils unterschiedlich auf Kundengruppen verteilt.\r\n6.\tDabei werden die reinen Verbraucher bereits geschont, die PV-Anlagenbetreiber zahlen mehr. Hintergrund ist der erwartete Nutzen eines iMS\r\n7.\tEs gäbe daher zwei Lösungsansätze:\r\na.\tLösung I: Das BSI senkt die technischen Anforderungen ab.\r\nb.\tLösung II: Skalen- und Lerneffekte senken mittelfristig das hohe Kostenniveau – auch durch eine Konzentration des Messstellenbetriebs bei einigen „Profi-MSB“ statt heute 30 Profis und hunderten Neulingen (s.o.). \r\n\r\n8.\tLösung I – Absenkung der Standards - wäre in diesem Gesetzgebungsverfahren kurzfristig keine Option. Eine echte Überarbeitung der technischen Standards würde Jahre dauern. In diesen Jahren herrscht dann wieder Stillstand.\r\n9.\tLösung II – Skaleneffekte - träte ein, wenn vor allem große VNB ihren Rollout beschleunigen und einen Anreiz haben, die Kosten zu senken und diese Senkung auch weiterzugeben.\r\n10.\tWir würden daher anregen, dass Sie bei Interesse das BMWK bitten, folgenden Ansatz zu prüfen:\r\na.\tDas MsbG-Paket bleibt erhalten.\r\nb.\tDie Kosten der Preisobergrenze bleiben gleich, werden aber ggf. noch stärker zugunsten des Verbrauchers/Anlagenbetreibers und zu Lasten des VNB verteilt. Insbesondere die Kosten von 100 EUR für die Steuerung, weil diese primär dem VNB dienen. (Vorschlag des BSW aus der Anhörung). \r\nc.\tDamit der VNB-Anteil der Kosten nicht dauerhaft die Netzentgelte erhöht, wird dieser einer gesetzlichen Degression unterworfen (neu!). Wie im EEG entsteht so ein Druck auf die Technologie-Anbieter, jedes Jahr günstiger zu werden. Beispiel (ohne Belastbarkeit der konkreten Zahlen): Alle iMSys des Jahrgangs 2025 erhalten acht Jahre eine jährliche POG von 130 EUR. Davon 30 EUR vom Anlagenbetreiber und 100 EUR vom VNB. Alle iMSys des Jahrgangs 2026 erhalten eine jährliche POG von nur noch 120 EUR. Davon weiterhin 30 EUR vom Anlagenbetreiber, aber nur noch 90 EUR vom VNB. Etc…\r\nd.\tSo bestünde ein Anreiz, schnell auszurollen (je früher = desto mehr POG) und kontinuierlich Kostensenkungspotentiale zu erschließen (da schon bald weniger POG).\r\ne.\tZusätzlich wäre im MsbG noch einmal deutlich hervorzuheben: Wer seine Einbauziele trotz gestiegener POG nicht schafft, der muss den Messstellenbetrieb verpflichtend ausschreiben und einem Profi-MSB übertragen. Das MsbG sieht hierfür den sog. Auffang-Messstellenbetreiber vor (§11 MsbG). Entsprechende Meilensteine (z.B. 20% der Pflichteinbaufälle in 2025) sieht das MsbG bereits vor. Aus dem Monitoring wissen wir, dass diese Ziele bei entsprechendem Willen auch erreichbar sind, 30 der größten gMSB haben das Ziel 20% statt Ende 2025 bereits in Q3/2024 erreicht. \r\nf.\tBei den Profi-MSB würden sich so die Skaleneffekte konzentrieren.\r\n\r\nIn vier Sätzen zusammengefasst: \r\n•\tWir hielten eine Verabschiedung des jetzigen Stromspitzenpakets mit modifiziertem MsbG-Teil für am sinnvollsten. \r\n•\tEine Trennung der Regelungsmaterien scheint möglich, würde vermutlich aber kein anderes Ergebnis bringen, sondern nur zu einer Verzögerung führen. \r\n•\tKostensenkende Lerneffekte können inzwischen nur noch in der Praxis gesammelt werden  - nicht in der Theorie von technischen Regelwerken und Gesetzen. \r\n•\tEin Gesetzgebungsverfahren durch eine neue Regierung würde daher vermutlich zu keinem anderen Ergebnis führen.\r\n\r\nBei Rückfragen können Sie sich jederzeit telefonisch an mich wenden.\r\n\r\nBeste Grüße\r\n\r\nFelix Dembski\r\nVice President Regulatory\r\n\r\n \r\nM: +49 171 8100792\r\nf.dembski@sonnen.de\r\nsonnen GmbH | im Innovationspark Allgäu | Am Riedbach 1 | 87499 Wildpoldsried\r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-01-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020042","regulatoryProjectTitle":"Energie Monitoring","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6f/be/623609/Stellungnahme-Gutachten-SG2509260108.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":"Die sonnen GmbH ist mit über 150.000 installierten Anlagen weltweit einer der größten Hersteller von intelligenten Stromspeichern. Unsere Lösungen erlauben es Haushalten, selbst Solarstrom zu erzeugen, zu speichern und mit anderen zu teilen. In Deutschland ist sonnen zusätzlich Direktvermarkter für Erneuerbare Energien, Lieferant für Strom und erbringt mit dem virtuellen Kraftwerk aus Speichern Regelleistung.\r\n22. September 2025\r\nI. Schneller Marktbetrieb für Kleinspeicher – Direktvermarktung für alle\r\nWas ist die Herausforderung?\r\nSolarstrom lässt sich inzwischen sehr günstig produzieren, aber nur durch Speicher sinnvoll in das Stromnetz integrieren. Der Großteil der privaten Solaranlagen wird heute mit Speicher gebaut. Damit diese systemdienlich betrieben werden, anstatt sich am Morgen so schnell wie möglich aufzuladen, müssen die richtigen Marktsignale bei den Anlagen ankommen. Der Schlüssel dafür ist die massengeschäftstaugliche Direktvermarktung kleiner Anlagen.\r\nJedoch beherrschen viele VNB die Prozesse für die Direktvermarktung kleiner Anlagen nicht. Folge ist ein aufwendiges bilaterales Clearing zwischen Anlagenbetreiber, Direktvermarkter und VNB mit teilweise jahrelangen Verzögerungen. Für den VNB besteht heute kein Anreiz, diese Prozesse gut zu beherrschen, da das Gesetz oft keine Fristen oder Pönalen vorsieht. Anlagenbetreiber wählen dann lieber die Einspeisevergütung.\r\nQuelle: Eigene Daten. Die Grafik zeigt ca. 50 Verteilnetzbetreiber, bei denen sonnen im letzten Jahr mehrere Anlagen zur Direktvermarktung angemeldet hat. Jede Säule steht für einen VNB. Die Höhe der Säule zeigt die Wartezeit auf eine Bestätigung der Direktvermarktung in Monaten. Die grünen Pfeile markieren die 10 größten VNB in Deutschland.\r\nWie könnte eine Lösung aussehen?\r\nDer zurzeit von den Verbänden erarbeitete Branchenstandard zur schnellen Direktvermarktung wird rechtlich verbindlich gemacht. Beherrscht ein VNB ihn nicht, dann muss er während der Wartezeit einen pauschalen Schadensersatz an den Anlagenbetreiber zahlen. So entsteht erstmals ein Anreiz, die Prozesse zu beherrschen und Anbieter können sich darauf verlassen.\r\nII. Vollständiger Marktbetrieb für Kleinspeicher – Schutz vor doppelten Netzentgelten\r\nWas ist die Herausforderung?\r\nGespeicherte Energiemengen unterliegen regelmäßig einer doppelten Belastung mit Netzentgelten: Einmal bei der Einspeicherung und einmal, wenn nach Ausspeicherung der Strom von einem anderen Netznutzer tatsächlich verbraucht wird. Dies führt zu einer uneinholbaren Schlechterstellung gegenüber fossilen Kraftwerken, die keine Netzentgelte entrichten müssen. Für große Speicher stellt der § 118 Abs. 6 EnWG daher klar, dass für die ein- und wieder ausgespeicherten Mengen keine Netzentgelte zu entrichten sind. Dabei ist bis heute unklar, ob diese Regelung auch von marktaktiven Kleinspeichern in Anspruch genommen werden kann.\r\nFür die Kleinspeicher bestand die Herausforderung bislang in der Messtechnik: Die Strommengen, die aus dem Netz entnommen wurden und die in das Netz wieder eingespeist werden, müssen von den Mengen abgegrenzt werden, die im Haus verbraucht werden und die von der lokalen PV-Anlage erzeugt wurden. Denn für die zwischengespeicherten Mengen, die später im Haus verbraucht werden, müssen Netzentgelte entrichtet werden. Ebenso darf es keine Erstattung geben für eingespeiste Strommengen, die nicht zuvor aus dem Netz eingespeichert wurden, sondern mit der PV-Anlage „frisch erzeugt“ wurden.\r\nWie könnte eine Lösung aussehen?\r\nDie Bundesnetzagentur hat inzwischen Mess- und Abgrenzungskonzepte entwickelt, um die gesuchten Strommengen zu messen und abzugrenzen. Diese werden in der „Festlegung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten (MiSpeL)“ aktuell konsultiert. Dieses betrifft aber nur die Fragen des EEG und der Umlagen, nicht Fragen der Netzentgelte. Der Gesetzgeber sollte klarstellen, dass sich diese Abgrenzungen bis zu einer Regelung durch die BNetzA im Jahr 2029 auch auf die Netzentgelte erstrecken.\r\nIm § 118 Abs. 6 EnWG sollte dafür das Wort „wenn“ durch das Wort „soweit“ ersetzt werden und auf § 21 EnFG verwiesen werden. Dies würde klarstellen, dass auch Kleinspeicher für die Strommengen, die sie aus dem Netz entnehmen und später wieder in das Netz zurückspeisen, die Netzentgelte erstattet bekommen.\r\nIII. Sicherer Marktbetrieb für Kleinspeicher – Keine Steuerung von außerhalb Europas\r\nWas ist die Herausforderung?\r\nEs besteht eine zunehmende Sorge bezüglich der Steuerung vieler kleiner dezentraler Anlagen durch nicht vertrauenswürdige Akteure. Diese Steuerung kann technisch vor allem über die Wechselrichter von PV-Anlagen und Speichern erfolgen. Dabei stehen zunehmend nicht Hacker im Fokus der Diskussion, sondern Hersteller, die sich im Konfliktfall eines staatlichen Einflusses nicht entziehen können. Es besteht die Befürchtung, dass sich die Strategie der Verknappung von Energie durch die Gazprom Germania GmbH während der Energiekrise 2022 in einem anders gelagerten Konfliktfall durch die Einflussnahme von asiatischen Wechselrichterherstellern wiederholen könnte. Der globale Wechselrichtermarkt wird dominiert durch wenige Hersteller aus wenigen Ländern. Im Jahr 2023 kamen bereits 78% aller in Europa verbauten PV-Wechselrichter aus China. Dieser Trend hat sich seitdem noch beschleunigt.\r\nQuelle: Solar Power Europe 2025 https://www.solarpowereurope.org/insights/thematic-reports/solutions-for-pv-cyber-risks-to-grid-stability\r\nWie könnte eine Lösung aussehen?\r\nAndere Länder wie die USA reagieren auf diese Dominanz mit der Verbannung von Herstellern aus bestimmten Regionen („Foreign Entity of Concern“) oder strenger Anforderungen an nationale Wertschöpfung bei Stromspeichern („Domestic Content“). Dies kann jedoch ebenfalls zu erheblichen Herausforderungen bei den nicht-asiatischen Herstellern führen. Denn unabhängig\r\nvom Standort eines Entwicklers und Herstellers sind viele Lieferketten für die individuellen Bauteile bereits stark asiatisch geprägt.\r\nSinnvoller scheint es daher, den Fokus auf die Entwicklung der Geräte, die Konnektivität und die Steuerung zu legen - statt auf die Herkunft der Bauteile. Dabei sollte es untersagt werden, dass Geräte von außerhalb Europas gesteuert werden können.\r\nWas braucht es dafür?\r\nWer steuernden Einfluss auf PV-Anlagen und Stromspeicher nehmen kann, bei dem muss nachweislich sichergestellt sein, dass er weder organisatorisch, technisch noch wirtschaftlich von Unternehmen oder Regierungen außerhalb Europas beeinflusst werden kann. Dabei ist ein weiter Begriff des Steuerns anzulegen. Auch das Aufspielen von Software-Updates kann etwa zu einer gleichzeitigen Abschaltung vieler Wechselrichter führen – wie dies bei einem chinesischen Hersteller in den USA bereits geschehen ist. Sprich, eine deutsche Tochtergesellschaft wäre nicht ausreichend. Etwas anderes kann gelten, solange europäische Unternehmen im jeweiligen Land ebenfalls im großen Umfang Anlagen steuern – so wie heute etwa in den USA. In diesem Fall wäre ein reziprokes Vorgehen denkbar.\r\nHierbei wäre zu prüfen, ob bereits die Verordnungsermächtigung für BMWE und BMI im § 19 Abs. 2 Satz MsbG zur Regulierung von Weitverkehrsanbindungen ausreichend ist, oder ob es eines parlamentarischen Gesetzes bedarf.\r\nKontakt:\r\nFelix Dembski\r\nVice President Legal & Regulatory\r\nf.dembski@sonnen.de\r\nDr. Marie Garstecki\r\nLegal Counsel – Regulatory & Policy Manager\r\nm.garstecki@sonnen.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-09-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020042","regulatoryProjectTitle":"Energie Monitoring","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/87/a7/623611/Stellungnahme-Gutachten-SG2509260131.pdf","pdfPageCount":14,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Austausch sonnen GmbH & Büro MdB\r\nVorstellung sonnen\r\nAktuelle Herausforderungen in der Energiewende\r\nTechnische und rechtliche Lösungsansätze\r\n1. Vorstellung sonnen\r\nUnsere Standorte\r\nWeltweit aktiv\r\n1.000 Mitarbeitende \u000Bweltweit.\r\nMehr als 150.000 sonnenBatterien installiert.\r\nStabilisierung der Stromnetze mit 12 virtuellen Kraftwerken in 6 Regionen.\r\n2. Aktuelle Herausforderungen\r\n3. Technische und rechtliche Lösungsansätze\r\nVernetzt, digital und dezentral.\r\nStärkung der Direktvermarktung kleiner Anlagen I – massengeschäftstaugliche Prozesse & Pönalen\r\nStärkung der Direktvermarktung kleiner Anlagen II - § 118 Abs. 6 EnWG und  § 21 EnFG\r\nKeine Steuerung von Wechselrichtern aus dem nicht-europäischen Ausland\r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-09-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020043","regulatoryProjectTitle":"Netzentgeltreform","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/19/0e/623613/Stellungnahme-Gutachten-SG2509260105.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":"Flexibel ist das neue Solidarisch: Wie ein effizientes Netzentgeltsystem für alle aussehen sollte. 19. Mai 2025\r\nI. Executive Summary Netzentgelte sind ein signifikanter Bestandteil der Strompreise. Mit Blick auf die Transformation des Energiesystems werden sie in den nächsten Jahren weiter steigen: Der Zuwachs an erneuerbaren Erzeugern, elektrifizierten Verbrauchern im Wärme- und Mobilitätssektor, die Digitalisierung der Netze sowie zahlreiche Netzentgeltprivilegierungen verursachen Kosten, die über die Netzentgelte getragen werden. Das spüren Wirtschaft und Privatverbraucher. Die Diskussion um hohe Strompreise und ihre Folgen schlägt sich auch im Koalitionsvertrag der künftigen Bundesregierung nieder. Die schwarz-rote Koalition möchte die Strompreise deshalb insbesondere durch eine Bezuschussung der Netzentgelte senken. Die Bundesnetzagentur hat jüngst ein erstes Diskussionspapier für eine grundsätzliche Reform der Netzentgelte veröffentlicht. Klar ist: Die derzeitige Netzentgeltsystematik wird den anstehenden Herausforderungen nicht gerecht. Ziel muss es sein, den Anstieg der Netzentgelte durch strukturelle Reformen so gering wie möglich zu halten. Dabei gilt:\r\n• Eine Netzentgeltsystematik sollte anhand klarer Prinzipien aufgebaut werden. Kosteneffizienz, Kostenreflexivität und die Identifikation der Kostentreiber mit Blick auf Ort und Zeit der Netznutzung müssen im Zentrum stehen.\r\n• Die Debatte darf nicht mit häufig assoziierten Zielen vermischt werden: Verteilungsgerechtigkeit sowie die Behandlung spezifischer Technologien oder Kundengruppen müssen möglichst außen vor gelassen werden.\r\n2\r\n• Ein zukünftiges Netzentgelt sollte drei verschiedene und klar abgrenzbare Kostenblöcke des Netzes bepreisen: Zukunftsinvestitionen sollten durch ein dynamisches Netzentgelt in Euro pro Kilowattstunde (kWh), zeitlich und örtlich variabel bepreist werden, um die richtigen Anreize zu setzen. Netzbetriebskosten sollten bestmöglich ihren Verursachern zugeordnet werden (z.B. Stromverluste in Euro pro kWh). Historische Kosten/Residualkosten können, wenn nötig, über einen zeitlich variablen Anschlusspreis in Euro pro Kilowatt bepreist werden.\r\n• Für eine möglichst starke Anreizwirkung müssen die Residualkosten so gering wie möglich gehalten werden. Zuschüsse aus dem Bundeshaushalt sollten ausschließlich hierfür verwendet werden.\r\n•\r\nAuch gilt: Wer durch sein Verhalten das Netz entlastet, sollte honoriert werden (Flexibilität und negative Netzentgelte).\r\n• Die Netzentgeltsystematik sollte Netzdienlichkeit in einem Level-Playing-Field durch ein dynamisches Netzentgelt anreizen. Dies darf nicht durch Privilegierungen einzelner Verbraucher verzerrt werden.\r\nII. Problem und Zielsetzung Die verbleibenden Kosten der Energiewende werden maßgeblich bei den Infrastrukturkosten entschieden. Der Bundesrechnungshof sieht einen Investitionsbedarf von mehr als 700 Milliarden Euro bis 2045. Für eine bezahlbare Energiewende gilt es, diesen Investitionsbedarf so klein wie möglich zu halten. Dafür braucht es die richtigen Anreize in den Netzentgelten.\r\nIn einem Prozess für eine neue Netzentgeltsystematik müssen diese Anreize richtig begründet und implementiert werden. 0\r\n100\r\n200\r\n300\r\n400\r\n500\r\n600\r\n700\r\n800\r\n900\r\n2007 - 2023 2024 - 2045\r\nKosten Netzausbau (in Mrd. EUR)\r\nÜbertragungsnetze Verteilernetze\r\nAbbildung 1: Grafik: Bundesrechnungshof (2024), adaptiert\r\n3\r\nIm Folgenden wird dargestellt, welche Ziele dabei verfolgt werden sollten:\r\n•\r\nKosteneffizienz: Oberstes Ziel muss es sein, die Kosten des Netzausbaus so gering wie möglich zu halten, ohne den Ausbau der Erneuerbaren und den Ausbau der neuen Lasten (Wärmepumpe, E-Auto, etc.) zu bremsen. Es geht darum, ein kosteneffizientes Zielnetz für eine auf überwiegend erneuerbaren Energien basierende Energieversorgung zu bauen. Es darf weder zu groß dimensioniert sein, noch darf es von den Netznutzern als unzureichend empfunden werden.\r\n•\r\nVerursachergerechtigkeit beziehungsweise Kostenreflexivität: Der zusätzliche Netzausbau wird viele Milliarden Euro kosten. Um diese Zahl möglichst gering zu halten, müssen die Verursacher zielgerichtet an den Kosten beteiligt werden. Nur dann besteht ein Anreiz, den zusätzlichen Ausbau so gering wie möglich zu halten. Gleichzeitig gilt: Wer Netzausbau vermeidet, muss honoriert werden.\r\n•\r\nZeit und Ort als zentrale Kostentreiber: Die Netznutzung in Zeiten und an Orten mit hoher gleichzeitiger Netzbelastung sind der Grund, warum ein Netz ausgebaut werden muss. Entscheidend für die Kosten ist also, wann und wo das Netz genutzt wird. Um das zu berücksichtigen, sind dynamische Komponenten am besten geeignet.\r\n•\r\nVerteilungsgerechtigkeit: Verteilungsgerechtigkeit kann bei der Aufstellung einer Netzentgeltsystematik nur im Sinne der Verursachergerechtigkeit gedacht werden. Die Verteilung von Investitionskosten ist dann gerecht, wenn sie vom Verursacher getragen werden. Zusätzliche Umverteilungseffekte sind keine Frage der Netzentgeltsystematik, sondern wären mit Maßnahmen der Industriepolitik oder des Sozialstaats durch Steuergelder abzufedern.\r\n•\r\nTechnologien und Kundengruppen: Netzausbau kann von Verbrauchern oder Erzeugern verursacht werden. Welche Verbraucher- oder Erzeugergruppe den Netzausbau verursacht, ist unerheblich. Klassifizierungen von Kundengruppen (Industrie, Prosumer, Speicher) verstellen den objektiven Blick auf die physikalischen Parameter (Arbeit, Leistung, Ort, Zeit).\r\n•\r\nIsolierte Betrachtung von Nutzerverhalten: Der Beitrag zum Netzausbau kann niemals isoliert von den anderen Netznutzern betrachtet werden. Die tatsächlichen Kosten der Netznutzung des Einzelnen sind immer vom individuellen Beitrag zur Spitzenbelastung des gesamten Netzes abhängig. Starre, ganzjährige Preisbestandteile (z.B. Grundpreise, ganzjährige Jahreshöchstlasten oder fixe Baukostenzuschüsse) behindern die Kostenreflexivität.\r\nWorum es geht\r\nWorum es nicht geht\r\n4\r\nIII. Umsetzung in eine Netzentgeltsystematik Eine Netzentgeltsystematik sollte auf den oben genannten klaren Prinzipien aufbauen, die Ziele und Randbedingungen eines auf erneuerbaren Energien ausgerichteten Stromsystems beschreiben: Kosteneffizienz, Verursachergerechtigkeit bzw. Kostenreflexivität und Zeit und Ort als zentrale Kostentreiber. Auch Bestandteile, die nicht in die Diskussion gehören, müssen klar identifiziert werden. Zur Erreichung der genannten Ziele müssen die unterschiedlichen Kostenblöcke eines Verteilnetzbetreibers – wie Netzausbaukosten, Ersatzinvestitionen, Verlustenergie, etc. – den Netznutzern zugewiesen werden, die sie verursachen. Unterschiedliche Kostenblöcke können unterschiedliche Entgeltsystematiken erfordern. Dabei ist maßgeblich, ob das jeweilige Nutzerverhalten diese erhöht oder verringert. Dies gelingt am ehesten durch die folgenden Elemente:\r\n1. Netzausbaukosten durch dynamische Netzentgelte für Verbrauch und Erzeugung abbilden. Ein hochdynamisches Netzentgelt für Erzeugung und Verbrauch bildet die Verursachergerechtigkeit für zusätzlichen Netzausbau am besten ab. Dabei gelten unterschiedliche Preise in Euro je Kilowattstunde, abhängig von der Zeit und dem Ort der Netznutzung. Bestimmte Netze in Deutschland müssen vor allem durch die steigende Nachfrage nach Strom ausgebaut werden. Wer in diesen Regionen zu Zeiten niedriger Last verbraucht, ist geringer an den Netzkosten zu beteiligen als derjenige, der in Zeiten der örtlichen Jahreshöchstlast verbraucht. Quantitative Analysen zeigen, dass ein dynamisches volumetrisches Entgelt in Euro pro kWh und zeitlich und örtlich differenziert den geringsten Netzausbaubedarf erzeugt.\r\n2. Einheitliche Preislogik. Die Netzentgeltsystematik sollte nicht zwischen Kundengruppen differenzieren. Individuelle Logiken für Prosumer, Industrie, Speicher, gemeinschaftliche Gebäudeversorgung und Freiflächen-PV sind nicht zielführend und vermischen häufig Verursachergerechtigkeit und Verteilungsgerechtigkeit.\r\n3. Dynamische Erzeugerkomponente. In den Diskussionen zur Reform der Netzentgelte wird häufig auch eine Erzeugerkomponente erwähnt (etwa für PV). Grundsätzlich würden Netzentgelte für neue Erzeuger diese im Wettbewerb mit den alten, meist fossilen Erzeugern massiv schlechter stellen. Dennoch heißt Verursachergerechtigkeit von Netzausbau, dass Netzentgelte von Erzeugern und Verbrauchern erhoben werden können müssen (Prinzip symmetrischer Netzentgelte). Denn ist in einem Gebiet der Ausbau getrieben durch die PV- oder Wind-Einspeisung, dann müsste das Netzentgelt-Signal für einen kosteneffizienten Ausbau auch die Einspeiseseite erreichen. Bei einem solch radikalen Schritt müssen Anlagenbetreiber durch flexible Einspeisung ihren Beitrag zum Netzausbau und damit zu den Netzkosten so gering wie möglich halten können. Wer an einem Ort mit hoher Einspeisung zu einer Zeit einspeist, in der auch alle anderen einspeisen, der zahlt mehr Netzentgelt. Wer dagegen seine Einspeisung verschieben kann, zahlt weniger. Ebenso müssten fossile Kraftwerke Netzentgelte zahlen – auch solche im Bestand. Andernfalls würde der Markt massiv zu Lasten der Erneuerbaren und zu Gunsten der fossilen Kraftwerke verzerrt. Genauso würde der Markt verzerrt, wenn von Erzeugern stattdessen pauschale Beiträge zur Netzfinanzierung erhoben würden, die sie nicht durch Flexibilität\r\n5\r\nbeeinflussen könnten – etwa Baukostenzuschüsse oder Grundpreise.\r\n4. Flexibilität und negative Netzentgelte. Wer Netzausbau vermeidet oder durch Flexibilität im bestehenden Netz Kapazität frei macht, der sollte dafür durch negative Netzentgelte belohnt werden können. Speicher, bidirektionale Ladepunkte und flexible Verbraucher können den Netzausbau verringern, wenn sie gezielt das Gegenteil von dem tun, was die Mehrheit der Netznutzer in ihrem Netzgebiet gerade tut (“antizyklisches Verhalten”). Das schafft Netzkapazität ohne Netzausbau. Wenn ein Speicherbetreiber zu einer Zeit mit hoher Erneuerbaren-Einspeisung in seinem Netz Strom bezieht, dann muss sein Netzentgelt sinken oder er erhält sogar Entgelte zurück. Andersherum genauso: Wer in Zeiten hohen Netzbezugs lokal Strom einspeist, der verringert den Bedarf an Netzausbau und sollte ebenfalls honoriert werden. Solch planbar antizyklisches Verhalten ist der Schlüssel zur Vermeidung von Netzausbaukosten.\r\n5. Verteilung zwischen Netzebenen. Anders als früher nutzen die auf den höheren Netzebenen angeschlossenen Netznutzer heute auch die unteren Ebenen des Verteilnetzes. Dort wird der Strom aus Millionen PV-Anlagen eingesammelt, den die auf der Übertragungsnetzebene angeschlossenen Großverbraucher dann nahezu kostenlos verbrauchen können. Entsprechend wären die Nutzer der Übertragungsnetze sowie der Hoch- und Mittelspannungsebene ebenfalls an der Finanzierung der Niederspannungsnetze zu beteiligen.\r\n6. Unterschiedliche Kostenblöcke auf unterschiedliche Entgelt-Elemente mappen. Die Kosten des Netzes bestehen aus unterschiedlichen Kostenblöcken, die unterschiedliche Verursacher haben können. Um einen Anreiz zur Kostenvermeidung zu geben, sollten sie entsprechend den unterschiedlichen Elementen eines Entgeltes zugeordnet werden. Als Beispiel: Stromverteilung und -übertragung führen zu Verlustenergie in Höhe von zuletzt ca. sechs Milliarden Euro pro Jahr. Diese sollten je kWh umgelegt werden, da mit jeder aus dem Netz bezogenen kWh auch Verlustenergie einhergeht.\r\n7. Die historischen Kosten des Netzes durch Anschlusskosten finanzieren. Kosten, die nicht unmittelbar auf Netzausbau und Netzbetrieb entfallen, sind Kosten für die Beibehaltung des Status Quo (Historische-/Residual-Kosten). Da dieser Kostenblock keine Lenkungswirkung mehr entfalten kann, kommt es darauf an, mit vorhandener Netzkapazität sparsam umzugehen und im bereits bestehenden Netz zusätzliche Kapazität für neue Netznutzer freizumachen. Dies gelingt am ehesten durch einen zeitlich variablen Anschlusspreis – entweder als Leistungspreis oder als Kapazitätspreis in EUR pro kW Anschlussleistung für Zeiten hoher Netzbelastung. Damit würden auch Prosumer adäquat an der Netzinfrastruktur beteiligt, auch wenn sie das Netz beispielsweise nur im Winter nutzen. Um die Anreizwirkung dynamischer Netzentgelte möglichst intakt zu lassen, sollten Zuschüsse aus dem Bundeshaushalt ausschließlich für solche Anschlusskosten verwendet werden.\r\n8. Transformationspfade statt Abkürzungen. Die Einführung einer neuen Netzentgeltsystematik ist ein politischer Kraftakt. Widerständen sollte mit langen Übergangszeiträumen begegnet werden. Nicht empfehlenswert wäre es an Stelle der Einführung kostenreflexiver Netzentgelte nur pauschale Anpassungen in der bestehenden Netzentgeltsystematik vorzunehmen.\r\n6\r\n9. Partizipation als Schlüssel. Nur wenn die Bedürfnisse des Netzes durch dynamische und kostenreflexive Netzentgelte möglichst vielen Netznutzern zugänglich gemacht werden, können die Netze auf das kosteneffiziente Maß ausgebaut werden. Durch ihre Reaktion – oder fehlende Reaktion – auf dynamische Entgeltkomponenten signalisieren Netznutzer den Netzbetreibern ihren Bedarf an Netzausbau. Entsprechend sind fein-granulare dynamische Netzentgelte möglichst vielen Netznutzern zugänglich zu machen. Nur in technisch zwingenden Ausnahmefällen sollte mit nicht-kostenreflexiven Elementen wie Pauschalen gearbeitet werden dürfen. Die neun hier aufgeführten Elemente würden eine kostenreflexive Netzentgeltsystematik bewirken, die die Ausbaukosten minimiert und zugleich für ein leistungsfähiges Zielnetz sorgt. Sie würden damit einen entscheidenden Beitrag zu einem möglichst kosteneffizienten Gelingen der Transformation des Energiesystems leisten – zum Wohle von Wirtschaft und Privatverbrauchern.\r\nAbbildung 2: Refinanzierung der Netzkosten durch verursachergerechte Entgeltstruktur"},"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":"2025-05-19"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020043","regulatoryProjectTitle":"Netzentgeltreform","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/18/e7/623615/Stellungnahme-Gutachten-SG2509260107.pdf","pdfPageCount":25,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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