{"$schema":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/json-schemas/R2.22/Lobbyregister-Registereintrag-schema-R2.22.json","source":"Deutscher Bundestag, Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung","sourceUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de","sourceDate":"2026-05-25T11:47:49.769+02:00","jsonDocumentationUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/informationen-und-hilfe/open-data-1049716","registerNumber":"R002438","registerEntryDetails":{"registerEntryId":74184,"legislation":"GL2024","version":21,"detailsPageUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/suche/R002438/74184","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/89/60/714770/Lobbyregister-Registereintraege-Detailansicht-R002438-2026-03-30_14-39-50.pdf","validFromDate":"2026-03-30T14:39:50.000+02:00","fiscalYearUpdate":{"updateMissing":false,"lastFiscalYearUpdate":"2025-07-01T18:31:00.000+02:00"}},"accountDetails":{"activeLobbyist":true,"activeDateRanges":[{"fromDate":"2024-09-30T12:53:57.000+02:00"}],"firstPublicationDate":"2022-03-01T12:17:07.000+01:00","lastUpdateDate":"2026-03-30T14:39:50.000+02:00","registerEntryVersions":[{"registerEntryId":74184,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002438/74184","version":21,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2026-03-30T14:39:50.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":70524,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002438/70524","version":20,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2026-03-21T12:13:50.000+01:00","validUntilDate":"2026-03-30T14:39:50.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":69316,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002438/69316","version":19,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-12-12T14:40:06.000+01:00","validUntilDate":"2026-03-21T12:13:50.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":66835,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002438/66835","version":18,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-11-05T20:50:04.000+01:00","validUntilDate":"2025-12-12T14:40:06.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":65799,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002438/65799","version":17,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-09-30T14:44:57.000+02:00","validUntilDate":"2025-11-05T20:50:04.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":61008,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002438/61008","version":16,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-07-04T17:07:29.000+02:00","validUntilDate":"2025-09-30T14:44:57.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":60542,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002438/60542","version":15,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-07-01T18:31:00.000+02:00","validUntilDate":"2025-07-04T17:07:29.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":49104,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002438/49104","version":14,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-04-09T12:06:34.000+02:00","validUntilDate":"2025-07-01T18:31:00.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":49086,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002438/49086","version":13,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-01-14T12:02:36.000+01:00","validUntilDate":"2025-04-09T12:06:34.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":48056,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002438/48056","version":12,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-12-17T15:20:15.000+01:00","validUntilDate":"2025-01-14T12:02:36.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":44636,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002438/44636","version":11,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-09-30T12:53:57.000+02:00","validUntilDate":"2024-12-17T15:20:15.000+01:00","versionActiveLobbyist":true}],"accountHasCodexViolations":false},"lobbyistIdentity":{"identity":"ORGANIZATION","name":"BSW - Bundesverband Solarwirtschaft e.V.","legalFormType":{"code":"JURISTIC_PERSON","de":"Juristische Person","en":"Legal person"},"legalForm":{"code":"LF_EV","de":"Eingetragener Verein (e. 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Projekthöchstgrenze 100 MW bei PV-FFA sollte bleiben; Energiewende für Mieter:innen durch Konzept der Gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung praxistauglich machen; gestiegene Kapitalkosten von PV-Investitionen auf Gewerbedächern kompensieren; Renaissance der Solarindustrie in Deutschland fördern; gesetzlich festgelegte Ausbauziele von Solar und Speicher erreichen; Speicher als zentrales Element eines modernen Energiesystems; Reformierung des Strommarktes; Hohe Akzeptanz für Solartechnik sichern und ausbauen; Wärmewende durch Solarthermie entfesseln","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Verordnung über das zentrale elektronische Verzeichnis energiewirtschaftlicher Daten","shortTitle":"MaStRV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/mastrv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0005645","title":"Praktikable Umsetzung der EU-Vorgaben der EE-Richtline der EU","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort","printingNumber":"396/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0396-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-richtlinie-eu-2023-2413-in-den/314986","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz","shortTitle":"BMUV","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmuv.de/"},{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 im Bereich Windenergie an Land und Solarenergie","publicationDate":"2024-04-03","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/20240402-referentenentwurf-umsetzung-red-3-wind-an-land-und-solarenergie.pdf?__blob=publicationFile&v=4","draftBillProjectUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/240403-gesetz-umsetzung-red-3-wind-an-land-und-solarenergie.html"}]}},{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort","printingNumber":"20/12785","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/127/2012785.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-richtlinie-eu-2023-2413-in-den/314986","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz","shortTitle":"BMUV","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmuv.de/"},{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 im Bereich Windenergie an Land und Solarenergie","publicationDate":"2024-04-03","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/20240402-referentenentwurf-umsetzung-red-3-wind-an-land-und-solarenergie.pdf?__blob=publicationFile&v=4","draftBillProjectUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/240403-gesetz-umsetzung-red-3-wind-an-land-und-solarenergie.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Beachtung der spezifischen Verwaltungsstrukturen in den Mitgliedsstaaten bei der Umsetzung in nationales Recht, um nicht unbeabsichtigt neue Verfahrensverzögerungen und neue Hemmnisse zu schaffen: Erhalt des Instrumentes der klassischen Bauleitplanung; Definition von Städtebauprojekten mit Ausschluss von Solaranlagen; klar gegenüber der kommunalen, regionalen und Landesebene kommunizieren, dass das bisherige BPlan-Verfahren weiterhin genutzt werden kann; Missbrauch des Genehmigungsverfahrens als Verhinderungstaktik ausschließen","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz zur Festlegung von Flächenbedarfen und zur Genehmigungserleichterung für Windenergieanlagen an Land und für Anlagen zur Speicherung vom Strom oder Wärme aus erneuerbaren Energien in bestimmten Gebieten","shortTitle":"WindBG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windbg"},{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"title":"Raumordnungsgesetz","shortTitle":"ROG 2008","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/rog_2008"},{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0005646","title":"Mehr Transparenz für PV-Projektierer","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Verordnung zur Erleichterung der Grundbucheinsicht für Windenergieanlagen, Solaranlagen und Telekommunikationsnetze","printingNumber":"82/25","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2025/0082-25.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/verordnung-zur-erleichterung-der-grundbucheinsicht-f%C3%BCr-windenergieanlagen-solaranlagen-und-telekommunikationsnetze/320502","leadingMinistries":[],"migratedDraftBill":{"title":"Verordnung zur Erleichterung der Grundbucheinsicht für Erneuerbare-Energien-Anlagen und Telekommunikationsinfrastrukturen (20. WP)","publicationDate":"2023-11-06","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Justiz","shortTitle":"BMJ","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmj.de/DE/Startseite/Startseite_node.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmj.de/SharedDocs/Downloads/DE/Gesetzgebung/RefE/RefE_Erleichterung_Grundbucheinsicht_VO.pdf?__blob=publicationFile&v=4","draftBillProjectUrl":"https://www.bmj.de/SharedDocs/Gesetzgebungsverfahren/DE/2023_Erleichterung_Grundbucheinsicht_VO.html?nn=110518"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Schaffung eines berechtigten Interesses zur Grundbucheinsicht für PV-Projektierer","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung zur Durchführung der Grundbuchordnung","shortTitle":"GBVfg","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gbvfg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0005647","title":"Umsetzung Netzbeschleunigungsmaßnahmen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Schnellere Umsetzung der Maßnahmen zur Beschleunigung des Netzanschlusses und praktikable Umsetzung der Pönalen für Netzbetreiber bei Netzanschlussfragen","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0005648","title":"Verbesserung des Baurechts für Solaranlagen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Verbesserung des Baurechts für Solaranlagen, zum Beispiel Privilegierung von Solarthermie","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0005649","title":"Umsetzung PV-Strategie in EnWG-Novelle","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Umsetzung der noch nicht beschlossenen Bestandteile der PV-Strategie des BMWK ","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_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0005650","title":"Energieanlagen-Anforderungen-Verordnung EAAV","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Verbesserung der technische Anforderungen für Solaranlagen beim Netzanschluss in der EAAV","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0005651","title":"Verbesserung Netzanschluss in NELEV-Novelle","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Zweite Verordnung zur Änderung der Elektrotechnische-Eigenschaften-Nachweis-Verordnung","printingNumber":"134/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0134-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/zweite-verordnung-zur-%C3%A4nderung-der-elektrotechnische-eigenschaften-nachweis-verordnung/309827","leadingMinistries":[]}],"draftBillPresent":false,"description":"Verbesserung der Nachweispflichten für Solaranlagen beim Netzanschluss","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung zum Nachweis von elektrotechnischen Eigenschaften von Energieanlagen","shortTitle":"NELEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/nelev"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0005652","title":"Praktikable Anforderungen an Steuerung über iMSys ","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung","printingNumber":"20/14199","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/141/2014199.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsrechts-im-bereich-der-endkundenm%C3%A4rkte-des/318080","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Praktikable Anforderungen an Digitalisierungsberichte für § 14a; Steuerung über intelligentes Messsystem; Praktikable Anforderungen an Steuerung über iMSys, Kosteneffizienter Roll-out von intelligenten iMSys für Prosumer","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über den Messstellenbetrieb und die Datenkommunikation in intelligenten Energienetzen","shortTitle":"MessbG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/messbg"},{"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":"RV0005653","title":"Transparenz und marktliche Anreize in der Roadmap Systemstabilität","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Unterstützung der praktikablen Umsetzung der Roadmap Systemstabilität: Transparenter Austausch etwa durch die Einrichtung eines kontinuierlichen Monitorings sowie die regelmäßige Veröffentlichung von Zwischenergebnissen; ausreichende Berücksichtigung praktischer Gegebenheiten im Markt auf Netznutzerseite sowie von Produkteigenschaften und Zeithorizonten der Branchen; hohe Systemsicherheit bei niedrigen Kosten durch marktliche Anreize statt übermäßige regulatorische Steuerung durch Mindestanforderungen, die die produkte verteuern; europäisch einheitliche Vorgaben, denn national abweichende Vorgaben können Technologieausbau hemmen","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0005654","title":"Novellierung Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Berücksichtigung von solarer Prozesswärme für Trocknung von Biomasse, Vor-Ort-Zertifizierung von Solar-Keymark","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0005655","title":"Nationale Umsetzung des Net Zero Industry Acts der EU","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Nationale Umsetzung des „Net Zero Industry Acts“ (EU): Unterstützung bei der Implementierung bürokratiearmer, praktikabler und effektiver Kriterien, welche Investitionssicherheit für europäische PV-Produzenten bieten","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0005656","title":"Nationale Umsetzung des Temporary Crisis and Transition Framework der EU","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Nationale Umsetzung des „Temporary Crisis and Transition Framework“ (EU): Zugang zu Finanzierung und aktivierender Industriepolitik für PV-Produzenten und -Konsortien","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0005657","title":"Umsetzung Speicherstrategie","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Bereitstellung von Marktanalysen, um eine zielgerichtete Förderung von Flexibilität und Systemintegration zu unterstützen","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0005658","title":"Entbürokratisierung und Vereinfachung des Stromsteuerrechts ","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht","printingNumber":"232/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0232-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-modernisierung-und-zum-b%C3%BCrokratieabbau-im-strom-und-energiesteuerrecht/312306","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":20,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Reduzierung von Anwendungsfällen, bei denen bisher aufwändige Ermittlungen und Meldungen durchzuführen waren, ohne dass steuerliche Erlöse entstanden wären; Entbürokratisierung und Vereinfachung bei der Stromweitergabe aus Erneuerbaren Energien innerhalb von Kundenanlagen und bei der Klarstellung und Zuordnung von Rollen als Versorger oder Letztverbraucher bezüglich des Betriebs von Ladepunkten und Speichern","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Stromsteuergesetz","shortTitle":"StromStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromstg"},{"title":"Verordnung zur Durchführung des Stromsteuergesetzes","shortTitle":"StromStV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromstv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012422","title":"Verbesserung des Baurechts für Solaranlagen im BauGB","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung","printingNumber":"20/13091","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/130/2013091.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-st%C3%A4rkung-der-integrierten-stadtentwicklung/315291","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen","shortTitle":"BMWSB","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Gesetz zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung","publicationDate":"2024-08-01","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen","shortTitle":"BMWSB","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmwsb.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/Webs/BMWSB/DE/Downloads/referentenentwuerfe/novelle-baugb-2024.pdf?__blob=publicationFile&v=3","draftBillProjectUrl":"https://www.bmwsb.bund.de/SharedDocs/gesetzgebungsverfahren/Webs/BMWSB/DE/novelle-baugb-2024.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"- Baurechtliche Privilegierung nach § 35 BauGB auf Solarthermie sowie in Teilbereichen für Photovoltaik und Speicher ausweiten\r\n- Bauleitplanverfahren beschleunigen","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"title":"Verordnung über die bauliche Nutzung der Grundstücke","shortTitle":"BauNVO","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/baunvo"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012423","title":"Verbesserungen für Agri-PV im GAPDZV","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Entwurf einer Vierten Verordnung zur Änderung der GAP-Direktzahlungen-Verordnung","customDate":"2024-08-07","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Ernährung und Landwirtschaft","shortTitle":"BMEL","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmel.de/DE/Home/home_node.html"}]},"description":"Verbesserung der Möglichkeit von GAP-Zahlungen für landwirtschaftliche Fläche mit Agri-PV-Anlagen","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung zur Durchführung der GAP-Direktzahlungen","shortTitle":"GAPDZV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gapdzv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012424","title":"Sicherstellung von energiepolitischen Rahmenbedingungen zum Erreichen der PV-Ausbauziele der Bundesregierung im Rahmen der Wachstumsinitiative","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"- Direktvermarktung auch für Anlagen unter 25 kWp attraktiv machen (und für alle Anlagen ermöglichen), statt Zwang einzuführen, der dieses Marktsegment ausbremsen würde\r\n- Kompensationsmechanismus für Zeiten negativer Strompreise + entfallender Förderung einführen, Mengenabsicherung als kurzfristige Maßnahme einführen\r\n- Absenkung der Steuerbarpflicht unter 25 kWp verschieben, bis die dafür nötige Technik vorhanden und praxiserprobt ist; stattdessen Großspeicher ausbauen, um überschüssige Strommengen zu nutzen\r\n- Netzanschluss: Verbindlichen Rahmen für Netzbetreiber einführen","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":"RV0013795","title":"Sicherstellung von energiepolitischen Rahmenbedingungen zum Erreichen der PV-Ausbauziele durch Energierechtsnovelle","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung","printingNumber":"20/14199","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/141/2014199.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsrechts-im-bereich-der-endkundenm%C3%A4rkte-des/318080","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Angebot und Nachfrage bei den erneuerbaren Energien noch besser aufeinander abstimmen und die Stromnetze entlasten","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":"RV0013796","title":"Abschaffung der Lieferfiktion in UStAE","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Abschaffung der Lieferfiktion bei vor Ort verbrauchtem Strom aus Eigenerzeugsungsanlagen, der nicht ins Netz eingespeist, aber trotzdem gefördert wird in \"Änderung des Umsatzsteuer-Anwendungserlasses bezüglich der umsatzsteuerrechtliche Behand-lung des Direktverbrauchs aus dem Betrieb von Anlagen zur Energieerzeugung (Entwurf vom 25.10.2024)\"","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020002","title":"Industriepolitisches Modellvorhaben zur Stärkung des Maschinenbaus (insbesondere in der PV)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Erschließung eines Investitionsinstruments für deutsche PV-Maschinenbau-Anbieter (insbesondere in Indien). Das Konzept zur Absicherung von konkreten Projekten mit \"Turnkey-Verantwortung\" in der PV wurde gemeinsam von VDMA- und BSW-Mitgliedern u.a. im Rahmen des PV PILOT-Projektes entwickelt.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020003","title":"Beibehaltung der Gebäudephotovoltaik als zentrale Säule des Photovoltaik-Zubaus","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Förderung für Gebäude-PV-Anlagen erhalten. Ausgewogenes Verhältnis beim Zubau von Gebäude- und Freiflächen-PV-Anlagen beibehalten.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020004","title":"Entbürokratisierung bei Strom- und Energiesteuer","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Energiesteuer- und des Stromsteuergesetzes","printingNumber":"427/25","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2025/0427-25.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/drittes-gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiesteuer-und-des-stromsteuergesetzes/325333","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":21,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Echte Entbürokratisierung bei der praktischen Durchführung der Besteuerung in allen Anwendungsfeldern im Bereich Photovoltaik, im Energiesteuer- und Stromsteuergesetz.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Energiesteuergesetz","shortTitle":"EnergieStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/energiestg"},{"title":"Stromsteuergesetz","shortTitle":"StromStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromstg"},{"title":"Verordnung zur Durchführung des Stromsteuergesetzes","shortTitle":"StromStV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromstv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021272","title":"Rechtssicherheit Kundenanlage ","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften","printingNumber":"21/1497","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/014/2101497.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsrechts-zur-st%C3%A4rkung-des-verbraucherschutzes-im/324884","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Wiederherstellung von Rechtssicherheit für Stromlieferungen innerhalb von Kundenanlagen","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_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021273","title":"Innovationsausschreibungen 2.0 als Modell für die resiliente Netto-Null-Energieversorgung der Zukunft","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Systemdienliche Weiterentwicklung der Innovationsausschreibungen durch Ergänzung von „Resilienz“-Anforderungen im Sinne des \"Net Zero Industry Acts\" und bessere Systemintegration der Batteriespeicher durch Vorgaben an deren Dimensionierung, eigene \"Resilienz\"-Kriterien und erlaubten Betrieb in der \"Abgrenzungsoption\" des \"Stromspitzengesetzes\"","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung zu den Innovationsausschreibungen","shortTitle":"InnAusV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/innausv"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021274","title":"Vereinfachungen und Kostensenkung des Netzanschlusses ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"'Vereinfachungen und Kostensenkung des Netzanschlusses durch mehr Transparenz, Reservierungsmechanismen, Digitalisierung und Überbauung etc.","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_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023376","title":"Änderungen am EEG: Ausgestaltung der PV-Förderung / Marktintegration (Dach-PV, Eigenverbrauch, Direktvermarktung)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Ziel ist es, bei der Ausgestaltung einer EEG-Novelle zur Photovoltaik politisch so zu beraten, dass für Kleinanlagen/Dach-PV ein Förder- bzw. Vergütungsanspruch im EEG erhalten bleibt und keine verpflichtende Direktvermarktung für diese Anlagengruppe eingeführt wird. Angestrebt werden klare Regelungen zur Fortführung der Einspeisevergütung/Abnahme für Kleinanlagen, zu Schwellenwerten/Anwendungsbereich, zu Übergangs- und Bestandsschutzregelungen sowie zu vereinfachten administrativen Pflichten für Betreiber.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023377","title":"Netzpaket: Anpassungen bei Netzanschluss, Einspeiseregeln und Netzentgeltsystematik (EE-Anlagen & Speicher)","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets","printingNumber":"186/26","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2026/0186-26.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsgesetzes-und-weiterer-energierechtlicher-vorschriften-zur/333129","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets","publicationDate":"2025-11-04","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Gesetzestexte/Gesetze_Gesetzesvorhaben/Abteilungen/Abteilung_IV/21_Legislaturperiode/2025-10-09-G-Aenderung-Mehrs-Uebereink/1-Referentenentwurf.pdf?__blob=publicationFile&v=2","draftBillProjectUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/entwurf-eines-gesetzes-zur-anderung-des-energiewirtschaftsgesetzes-und-weiterer-vorschriften.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Ziel ist es, bei der Ausgestaltung des angekündigten Netzpakets bzw. entsprechender Änderungen im Energiewirtschaftsrecht politisch so zu beraten, dass der Rechtsrahmen für Netzanschluss und Einspeisung erneuerbarer Erzeugungsanlagen und Speicher praxistauglich und planungssicher geregelt wird. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Bundesverband Solarwirtschaft e. V. (BSW-Solar), 3.9.2024\r\nEmpfehlungen zur Beseitigung weiterer Marktbarrieren sowie zum Bürokratieabbau bei der Photovoltaik\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1. Förderkosten durch eine Weiterentwicklung des § 51a EEG zu einer Mengenabsicherung senken ..……………………………………………………………………………………………………………………………………………..………………1\r\n2. Erbschaftssteuerrisiken bei der Verpachtung von landwirtschaftlich genutzten Flächen für Freiflächen-Photovoltaikanlagen beseitigen .................................................................................................... 5\r\n3. Hemmnisse bei der Anlagenzusammenfassung abbauen – Kommunen entscheiden lassen........ 7\r\n4. Netzverknüpfungspunkte durch gemeinsame Nutzung von EE-Anlagen effizient nutzen ......... 10\r\n5. Kommunen und Bürger:innen angemessen und verhältnismäßig beteiligen .................................11\r\n1. Förderkosten durch eine Weiterentwicklung des § 51a EEG zu einer Mengenabsicherung senken\r\nDer starke und notwendige Zubau der Photovoltaik und ein noch unzureichender Zubau an Flexibilitäten führt zunehmend zu sinkenden Marktwerten und negativen Börsenstrompreisen. In diesen Zeiten greift der § 51 EEG, wonach in diesen Stunden davon betroffenen EE-Anlagen keine Marktprämie ausgezahlt wird. Dieser Fall tritt immer dann ein, wenn der Wert der Stundenkontrakte für die Preiszone für Deutschland am Spotmarkt der Strombörse in der vortägigen Auktion für eine bestimmte Anzahl an aufeinanderfolgenden Stunden negativ ist. In dieser Zeit sinkt der anzulegende Wert auf null, es wird\r\n2\r\nsomit keine Förderung gewährt. PV-Anlagen können in der Zeit auch keine Markterlöse an der Strombörse erzielen.\r\nDie Photovoltaik ist auf Grund des Mittagspeaks bei klassischen nach Süden ausgerichteten PV-Anlagen von dem Anstieg der negativen Preise besonders betroffen. So hat die BEE-Strommarktdesignstudie gezeigt, dass 2040 bis zu 20 Prozent der PV-Stromerzeugung in Zeiten mit negativen Preisen stattfindet.1\r\nBereits in den ersten fünf Monaten dieses Jahres lagen 16 % der bisher erzeugten PV-Stromerzeugung in §-51-EEG-Zeiten.\r\nDiese Entwicklung müssen Projektierer und Einmalinvestoren bereits jetzt richtig antizipieren, da bereits aktuell in Bau oder Planung befindliche PV-Anlagen im Laufe des Förderzeitraums davon betroffen sein werden. Die entstehenden Erlösrisiken während der gesamten 20-jährigen Vergütungsdauer gefährden die Wirtschaftlichkeit von Anlagen und erhöhen die Risikoaufschläge bei der Finanzierung von PV-Anlagen. Zwar werden die Stunden mit negativen Preisen im Rahmen des § 51a EEG am Ende des Förderzeitraums nachgeholt, jedoch nicht die betroffenen Strommengen. So kann die „nachgeholte“ Stunde für eine sommerliche Mittagsspitze z. B. in einer Winternacht liegen.\r\nDirektvermarkter-Dilemma auflösen\r\nEin wesentlicher Grund für negative Strompreise besteht aktuell in einem Fehlanreiz in der Direktvermarktung, wodurch Direktvermarkter entgegen der Marktlogik PV-Anlagen bei negativen Preisen weiterlaufen lassen und die Netzeinspeisung der Anlagen nicht reduzieren.2 Dieses Verhalten ist motiviert durch ein im EEG begründetes Preisrisiko der Direktvermarkter bei Reduzierung der Einspeiseleistung. So müssen Direktvermarkter bei Anlagen, die unter den § 51 EEG fallen, bei negativen Strompreisen keine Marktprämie an den Anlagenbetreiber auszahlen – denn diese entfällt ja nach § 51 EEG. Bei positiven Börsenstrompreisen müssen Direktvermarkter die Marktprämie an die Anlagenbetreiber weiterleiten, auch wenn der Direktvermarkter freiwillig die Einspeiseleistung reduziert hat. Wenn ein Direktvermarkter nun bei negativen Börsenstrompreisen dem marktlichen Anreiz folgt, die Einspeisung von PV-Strom zu reduzieren und dadurch den Marktwert zu erhöhen, entsteht im Falle eines positiven Börsenstrompreises das Risiko, die Marktprämie an den Anlagenbetreiber für die nicht eingespeiste Strommenge auszahlen zu müssen. Die Reduzierung der Einspeiseleistung während negativer Strompreise würde damit zwar die Marktwerte erhöhen und damit die Förderkosten senken, Direktvermarkter können dies aber durch das eigene Preisrisiko in der Realität nicht umsetzen.\r\n1 Vgl. BEE-Stellungnahme zur Mengenförderung\r\n2 Vgl. BEE-Stellungnahme zur Mengenförderung\r\n3\r\n➔\r\nBSW-EMPFEHLUNG\r\nDer technisch im EEG angelegte Fehlanreiz bei der Direktvermarktung sollte gelöst werden. Direktvermarkter sollten nicht mehr dafür bestraft werden, sich am Markt zu orientieren, sondern angereizt werden, die betroffenen PV-Anlagen unter Beachtung der marktlichen Bedingungen zu vermarkten.\r\nDas Direktvermarktungsdilemma kann durch die Einführung einer Mengenabsicherung anstelle des bisherigen Förderzeitraums gelöst werden. Dabei wird die bisherige Förderung von eingespeistem Solarstrom in einem Zeitraum von 20 Jahren durch eine einmalig festgelegte und planbare vergütungsfähige Strommenge abgelöst.\r\nDamit können Direktvermarkter auf die Marktsignale reagieren. Denn bei einer Mengenabsicherung verliert der Direktvermarkter das Preisrisiko einer Entschädigung und kann die Einspeisung von PV-Strom in Zeiten mit negativen Preisen ohne Preisrisiko reduzieren, da die in diesem Zeitraum nicht eingespeisten Strommengen problemlos nachgeholt werden können. Der nicht eingespeiste Strom kann z. B. zwischengespeichert oder im Rahmen der Sektorenkopplung verwendet werden.\r\nDamit kann nicht nur die Anzahl der Stunden mit negativen Preisen signifikant reduziert werden, sondern auch die Marktwerte erhöht und damit die Förderkosten für PV-Anlagen reduziert werden (vgl. BEE-Strommarktdesignstudie). Mit steigendem Marktwert reduzieren sich die Förderkosten von PV-Anlagen.\r\nDie Mengenabsicherung bietet darüber hinaus den entscheidenden Vorteil, dass sie als marktdienlicher Kompensationsmechanismus fungieren kann: Nach den angekündigten PV-Maßnahmen in der Wachstumsinitiative der Bundesregierung sollen auch kleine PV-Anlagen zu Zeiten negativer Strompreise keine Förderung erhalten. Für kleinere PV-Anlagen sieht der BSW eine stärkere Weiterreichung von Marktsignalen, bspw. von negativen Strompreisen, für eine bessere Marktintegration unter der Bedingung als sinnvoll an, dass parallel dazu ein adäquater Kompensationsmechanismus eingeführt wird, der die Wirtschaftlichkeit der Anlagen auf verständliche Weise sicherstellt. Eine geeignete Option für die erforderliche Kompensation der ausgesetzten Förderung zu Zeiten negativer Strompreise ist die Mengenabsicherung, die eine Grundlage für einen systemdienlichen und kalkulierbaren Betrieb von PV-Anlagen schafft. Anlagenbetreiber kleiner Anlagen hätten den Anreiz, den Strom nicht während negativer Preise einzuspeisen, sondern zu einem späteren Zeitpunkt, um den Förderanspruch für die Strommenge zu erhalten.\r\nMit der Mengenabsicherung werden somit zwei Ziele erreicht: Aktive Reduzierung der Zeiten mit negativen Preisen, wodurch die staatlichen Förderkosten sinken, sowie ein indirekter und einfacher Kompensationsmechanismus, da dem Anlagenbetreiber keine Mengen „verloren“ gehen.\r\nEinfache Berechnung der vergütungsfähigen Strommenge\r\nEin Erfolgsfaktor für den Ausbau der Photovoltaik in Deutschland besteht im einfachen Verständnis der Förderstruktur – vom privaten Investor im Heimsegment über gewerbliche Einmalinvestoren im Mittelstand bis hin zum professionellen Projektierer. Die Einführung einer verpflichtenden\r\n4\r\nMengenabsicherung betrifft bereits kleinere Mittelständler mit PV-Anlagen ab einer Größe von 100 kWp. Zum Erreichen des politisch vereinbarten jährlichen Ausbauziels von 22 GW pro Jahr ist es deshalb notwendig, dass die Vergütungsstruktur auch in Zukunft verständlich und planbar bleibt.\r\nDie Berechnung der vergütungsfähigen Strommengen sollte deshalb einfach und transparent in Form der folgenden Berechnungsweise erfolgen:\r\nVergütungsfähiges Mengenkontingent = installierte Anlagenleistung (kWp) * einheitlich festgelegter Wert für die durchschnittlich jährlich erzeugte Strommenge pro kWp * bisheriger Förderzeitraum (nach § 25 EEG)\r\nDie Höhe des Werts für die durchschnittlich jährlich erzeugte Strommenge pro kWp sollte gesetzlich auf Grundlage wissenschaftlicher Arbeit festgelegt werden. Der BSW schlägt vor, den Wert einheitlich für alle Anlagen auf 1.000 kWh/kWp festzulegen. Bei besonders innovativen Anlagendesigns (z. B. senkrechte Ost/West-Anlagen mit bifazialen Modulen, Anlagen mit 1- oder 2-achsigen Trackern), die systembedingt eine größere durchschnittliche Stromerzeugung pro kWp erreichen, aber auch konstruktionsbedingt höhere Anlagenkosten haben, sollte jedoch ein höherer Wert durch ein Ertragsgutachten nachgewiesen werden können, um der innovativen Besonderheit der Anlagen Rechnung zu tragen.\r\nFalls eine Bestandsanlage freiwillig in die Mengenabsicherung wechselt, erfolgt die Berechnung des noch verfügbaren Mengenkontingents unter Beachtung der Restlaufzeit: Die Berechnung erfolgt anhand der Berechnungsformel für Neuanlagen, jedoch wird beim „bisherigen Förderzeitraum“ die Restlaufzeit des Förderanspruches der Anlagen verwendet. Zwischengespeicherter Strom sollte auch in der Mengenförderung bei Einspeisung in das öffentliche Netz förderfähig bleiben.\r\nWeitere Vorteile einer Mengenabsicherung:\r\n-\r\nDer Eigenverbrauch reduziert das Mengenkontingent nicht, wodurch sich ein Anreiz zum Vor-Ort-Verbrauch, Eigenverbrauch und Sektorenkopplung und damit eine Entlastung des Netzanschlusses ergibt. Zur zeitlichen Begrenzung der Mengenabsicherung sollte der Förderzeitraum auf maximal 25 Jahre begrenzt werden.\r\n-\r\nPlanbarkeit: Die vergütungsfähige Strommenge wird zu Beginn einmal festgelegt, wodurch sich Planbarkeit sowohl für den Staatshaushalt als auch die Projektierer bezüglich des noch ausstehenden Anspruchs an vergütungsfähiger Strommenge ergibt. Für den Projektierer reduzieren sich zusätzlich Wetterrisiken und Ausfallrisiken, da in diesem Zeitraum nicht produzierte Strommengen vergütungsseitig erhalten bleiben.\r\n5\r\n-\r\nReduzierung von Risikozuschlägen auf Grund der Entwicklung von §-51-Zeiten ohne Markterlöse und ohne Anspruch auf die Marktprämie\r\n-\r\nSystemdienlicher Ausbau: Die einfache Berechnungsformel mit einer durchschnittlich jährlich erzeugten Strommenge pro kWp zur Ermittlung des vergütungsfähigen Mengenkontingents verbessert die Investitionsbedingungen für klassische Ost/West-Anlagen sowie für Anlagen mit weniger Sonneneinstrahlung (z. B. Norddeutschland). Der PV-Ausbau kann dadurch systemdienlicher sowie regional besser verteilt erfolgen.\r\nSobald das Mengenkontingent aufgebraucht ist, sollte der Netzbetreiber den Anlagenbetreiber darüber informieren, so dass dieser weitergehende Vermarktungsformen nutzen kann (z. B. PPA, Verkauf von Herkunftsnachweisen).\r\nDie Mengenabsicherung ist auch bei einer Einführung von zweiseitigen CfDs umsetzbar.\r\nZusätzlich zur Einführung einer Mengenabsicherung sollte negativen Strompreise durch ein starkes Hochfahren der Flexibilitäten im Strommarkt begegnet werden (u. a. durch Batteriespeicher). Hierzu hat die Bundesregierung bereits erste Maßnahmen auf den Weg gebracht oder sie sind im Rahmen der Umsetzung der Speicherstrategie geplant (vgl. BSW-Stellungnahme zur Speicherstrategie).\r\n2. Erbschaftssteuerrisiken bei der Verpachtung von landwirtschaftlich genutzten Flächen für Freiflächen-Photovoltaikanlagen beseitigen\r\nErbschaftssteuerliche Risiken erweisen sich zunehmend als Problem bei der Akquise von Flächen für Freiflächen-Photovoltaikanlagen. Betroffen sind die Verpächter von zuvor landwirtschaftlich genutzten Flächen, die künftig für den Bau und Betrieb von PV-Anlagen genutzt werden sollen. Die bisherigen Lösungsansätze werfen neue Probleme auf und sind deshalb wenig praktikabel. Die Finanzverwaltung hat bisher ohne Gesetzesänderung für Spezialfälle Anwendungshilfen gegeben, die aber keine Rechtssicherheit schaffen und das grundsätzliche Problem nicht lösen. Es betrifft sowohl bestehende Pachtverträge wie auch künftige Projekte. In der Vergangenheit wurde das häufig übersehen oder nicht berücksichtigt, ist aber inzwischen in der Breite präsent.\r\nIm Erbfall oder bei Schenkung durch Hofübergabe werden land- und forstwirtschaftlich genutzte Flächen steuerlich besonders begünstigt („Verschonungsregelung“). Das führt bei bäuerlichen Landwirtschaftsbetrieben üblicherweise dazu, dass für das landwirtschaftliche Grundvermögen keine oder nur geringe Erbschaftssteuern anfallen. Die Errichtung einer klassischen Freiflächen-Photovoltaikanlage führt jedoch zu einer geänderten Nutzung der Fläche, womit die erbschaftssteuerrechtliche Verschonung entfällt. Als Folge drohen im Erbfall oder bei Hofübergabe hohe Steuerzahlungen, die zu erwartende Pachteinnahmen weitgehend eliminieren oder sogar mehrfach übertreffen können.\r\n6\r\nDie Bewertung des Grundstücks und die Höhe der zu zahlenden Steuern findet zum Zeitpunkt des Erbfalls oder der Schenkung statt und kann deshalb im Rahmen der Betriebsdauer einer Photovoltaikanlage von 20 bis 30 Jahren sogar mehrfach auftreten. Die Verschonung hat außerdem Behaltensfristen zur Folge, weshalb auch kürzlich übertragene Flächen betroffen sein können und bis zum Fristablauf nicht zur Verfügung stehen.\r\nIm Jahr 2022 hat die Finanzverwaltung eine Verwaltungsanweisung (an die Finanzämter) erlassen, nach der Agri-PV-Anlagen gemäß DIN SPEC 91434 der Kategorie I oder II landwirtschaftlich genutzte Flächen bleiben.\r\nIm Frühjahr 2024 hat die Finanzverwaltung eine weitere Verwaltungsanweisung erlassen, die eine abweichende Bodenbewertung von Grundstücken mit Windkraft- und Freiflächen-PV-Anlagen vorsieht. Die darin vorgesehene Regelung bringt aufgrund der fehlenden gesetzlichen Grundlage keine dauerhafte Rechtssicherheit und führt in der Praxis zu teils ähnlich hohen Kostenrisiken wie das Entfallen der Verschonungsregelung, und ist deshalb nicht geeignet, das Problem zu lösen.\r\nEinige Projektierer nutzen die steuerrechtliche Gestaltungsmöglichkeit der unternehmerischen Beteiligung des Landwirts an der Photovoltaikanlage, um die erbschaftssteuerliche Verschonung zu sichern. Hier ist häufig von einer 1-Prozent-Beteiligung die Rede, obwohl es dafür keine rechtssichere gesetzliche Schwelle gibt. Zudem führt die oftmals weder vom Projektierer noch vom Landwirt gewünschte Projektbeteiligung zu praktischen Einschränkungen und zusätzlichen Kosten.\r\nAuch sonst besteht derzeit keine rechtssichere Möglichkeit, das steuerliche Risiko durch Vertragsgestaltung zwischen Landwirten und Pächter auszuschließen.\r\nDie Folge ist, dass Pachtverträge nicht zustande kommen oder dass (vorab kaum kalkulierbare) finanzielle Risiken in die Pachthöhe eingepreist werden müssten, was die Pachtsummen erheblich erhöhen würde u. letztlich über generell höhere Projektkosten in die Gebotspreise der EEG-Ausschreibungen einfließen würde. Zufällige Steuereinnahmen bei der Erbschaftssteuer würden damit die EEG-Förderkosten erhöhen.\r\nDies würde auch den allgemeinen Preisdruck auf die Pachtpreise in der Landwirtschaft verschärfen und kann politisch nicht gewünscht sein.\r\n➔\r\nBSW-EMPFEHLUNG\r\nRechtssicherheit bietet deshalb nur eine dauerhafte gesetzliche Regelung. Hierfür gibt es zwei Möglichkeiten, entweder eine Änderung im Erbschaftssteuergesetz oder eine Änderung im Bewertungsgesetz, auf welches das Erbschaftssteuergesetz bei der Ermittlung des Steuergegenstandes im Erbschafts- oder Schenkungsfall verweist.\r\nEine Änderung im Bewertungsgesetz ist zielführender und einfacher auszugestalten, daher sollte diese bevorzugt werden. In §§ 158 und 159 Bewertungsgesetz sollte daher festgehalten werden, dass bei einer befristeten, vorübergehenden Nutzung für Erneuerbare-Energien-Anlagen im Sinn des EEG die Flächen weiterhin wie landwirtschaftliche Flächen bewertet werden.\r\nDie Voraussetzung für eine solche steuerliche Begünstigung ist, dass Freiflächen-Photovoltaikanlagen grundsätzlich eine vorübergehende Nutzungsänderung darstellen, die vertraglich befristet und mit Rückbauverpflichtungen abgesichert wird.\r\n7\r\n3. Hemmnisse bei der Anlagenzusammenfassung abbauen – Kommunen entscheiden lassen\r\nDie Anlagenzusammenfassung in § 24 EEG sieht vor, dass PV-Freiflächenanlagen zur Ermittlung des Förderanspruchs „zusammengefasst“ werden, wenn diese in einem Umkreis von zwei Kilometern und innerhalb von 24 Monaten in Betrieb genommen werden. Die Regelung wurde eingeführt, um bei kleineren PV-Freiflächenanlagen eine Umgehung der Ausschreibungspflicht bzw. maximalen Gebotsgröße durch Aufteilung einer PV-FFA in mehrere kleinere Anlagen zu verhindern. Mit § 24 Abs. 2 EEG sollte zudem die Ballung von PV-Freiflächenanlagen in bestimmten Regionen verhindert werden.\r\nDie Anlagenzusammenfassung führt in der Praxis zu Unsicherheiten und hohen wirtschaftlichen Risiken. Falls ein Projektierer nicht rechtzeitig von einem weiteren PV-FFA-Projekt im zeitlichen und räumlichen Kontext der Anlagenzusammenfassung erfährt, droht der vollständige Verlust der Vergütungsfähigkeit (siehe Beispiele unten). Das Problem hat sich durch die baurechtliche Privilegierung von PV-FFA an Verkehrsrandstreifen und von kleinen Agri-PV-Anlagen in Hofnähe deutlich verschärft, weil die Kommunen durch den Entfall des Bauleitplan-Verfahrens erst spät von Planungen erfahren. Auch Garten-PV-Anlagen gelten als PV-Freiflächenanlagen. Zudem ist eine Zunahme von Konflikten durch den zunehmenden Zubau im Bereich PV-FFA und den Willen einiger Kommunen, PV-FFA regional zu bündeln, zu erwarten.\r\nBei kleineren PV-FFA (bis 1 MW) führt ein Überschreiten der Ausschreibungsgrenze im Rahmen der Anlagenzusammenfassung zur Pflicht, an den EEG-Ausschreibungen teilzunehmen, um eine Vergütung erhalten zu dürfen. Die kleinere Anlage kann aber nicht an den EEG-Ausschreibungen teilnehmen, da diese die Mindestgröße in Ausschreibungen (> 1 MW) nicht erfüllt.\r\nBei größeren PV-FFA führt ein Überschreiten der maximalen Gebotsgröße im EEG im Rahmen der Anlagenzusammenfassung dazu, dass die Anlage die Voraussetzungen für die Zahlungsberechtigung (u. a. Einhaltung der maximalen Gebotsgröße) nicht erfüllen kann. Die Anlage kann dann trotz erfolgreichem EEG-Zuschlag diesen nicht mehr nutzen (siehe Beispiele).\r\nFallbeispiele\r\nBeispiel 1:\r\n-\r\nSituation: Eine Freiflächen-PVA1 bekommt einen Zuschlag über 30 MW in der Ausschreibungsrunde 1. März 2025. Eine weitere Freiflächen-PVA2 bekommt einen Zuschlag ebenfalls über 30 MW in der Ausschreibungsrunde 1. Juli 2025. Bekanntgabe der Zuschläge war jeweils am 15. des Folgemonats. Beide Projektflächen befinden sich innerhalb eines 2-km-Radius im selben Gemeindegebiet.\r\n-\r\nDie PVA1 wird am 1. März 2026 in Betrieb genommen.\r\n-\r\nTrotz erfolgreichem Zuschlag im EEG kann für die Anlage PVA2 keine Zahlungsberechtigung mehr ausgestellt werden. Innerhalb des 24-Monats-Zeitraum nach § 24 Abs. 2 EEG – also bis zum 28. Februar 2027 – besteht nämlich wegen der Regelung zur Anlagenzusammenfassung\r\n8\r\ngemäß § 38a Abs. 1 Nr. 5 i.\r\nV. m. § 24 EEG kein Anspruch auf Ausstellung der Zahlungsberechtigung. Zum 1. März 2028 – ab dem die Anlagenzusammenfassung nicht mehr greift – wäre die Realisierungsfrist gemäß § 37e EEG für den Zuschlag aus 2024 aber bereits längst abgelaufen und der Zuschlag erloschen.\r\n-\r\nZusätzlich wird der Projektierer doppelt bestraft, da der Betreiber dann auch gemäß § 55 EEG die Pönale zahlen muss (selbst wenn er die Anlagen ohne Förderung in Betrieb genommen hätte). Das Beispiel gilt nicht nur für geförderte Anlagen. Das Szenario und die Rechtsfolgen sind dieselben, wenn die PVA1 als PPA-Anlage ohne Förderanspruch realisiert wird.\r\nBeispiel 2:\r\n-\r\nSituation: Es wird eine Freiflächen-PVA mit Zuschlag aus den Ausschreibungen mit einer installierten Leistung von 8 MW realisiert. Innerhalb desselben Gemeindegebiets im 2-km-Radius war eine (ausschreibungsfreie) 800 kW-PVA geplant. Die 8-MW-Anlage kann jedoch, z. B. durch die Nutzung eines baurechtlichen Privilegierungstatbestands, schneller in Betrieb genommen werden.\r\n-\r\nDie 800-kW-PVA müsste ab Inbetriebnahme der ersten PVA 24 Monate abwarten, bis eine Förderung möglich wäre. Eine Ausschreibungsteilnahme ist nicht möglich, da die 800-kW-PVA unterhalb der Gebotsmindestgröße von 1 MW liegt.\r\n➔\r\nBSW-EMPFEHLUNG\r\nDer aktuelle § 24 Abs. 2 EEG führt zu Risiken in der Projektierung von PV-Freiflächenanlagen und verzögert den notwendigen Zubau. Der Absatz 2 sollte gestrichen werden, da der Absatz 1 bereits klare Kriterien beinhaltet, die eine Umgehung der Ausschreibungspflicht verhindern. Mit der Streichung wird der Zubau überall dort beschleunigt, wo mehrere Vorhaben umgesetzt werden sollen, für die im Rahmen der kommunalen Planungshoheit die Entscheidung für den Zubau getroffen wurde.\r\nSollte dies politisch nicht umsetzbar sein, sollte die Anlagenzusammenfassung zumindest nur für PV-Anlagen von „verbundenen Unternehmen“ gelten, wie dies bereits im Bereich der Bürgerenergie in § 22b Abs. 5 EEG eingeführt wurde. PV-FFA von Dritten wären damit nicht mehr von der Anlagenzusammenfassung betroffen, während gleichzeitig die Realisierung räumlich zusammenhängender geförderter Anlagen von einem Unternehmen unterbunden wird.\r\nEine Einschränkung der Anwendbarkeit des § 24 Abs. 2 EEG nur noch auf Anlagen verbundener Unternehmen könnte – unter Rückgriff auf die entsprechende Regelung für Bürgerenergieanlagen – durch folgende Ergänzung des § 24 Abs. 2 EEG erreicht werden:\r\n„Unbeschadet von Absatz 1 Satz 1 stehen mehrere Windenergieanlagen an Land oder Freiflächenanlagen unabhängig von den Eigentumsverhältnissen und ausschließlich zum Zweck der Ermittlung der Anlagengröße nach § 22 Absatz 2 Satz 2 Nummer 3 oder Absatz 3 Satz 2 oder § 38a Absatz 1 Nummer 5 für den jeweils zuletzt in Betrieb gesetzten Generator einer Anlage gleich, wenn sie\r\n9\r\n1. innerhalb derselben Gemeinde, die für den Erlass eines Bebauungsplans zuständig ist oder gewesen wäre, errichtet worden sind, und\r\n2. innerhalb von 24 aufeinanderfolgenden Kalendermonaten in einem Abstand von bis zu 2 Kilometern Luftlinie, gemessen im Fall von Freiflächenanlagen vom äußeren Rand der jeweiligen Anlage und im Fall von Windenergieanlagen von der Turmmitte der jeweiligen Anlage, in Betrieb genommen worden sind und\r\n3. von derselben natürlichen Person, von derselben juristischen Person des Privatrechts oder mit von mit dieser juristischen Person verbundenen Unternehmen nach Artikel 3 des Anhangs I der Verordnung (EU) Nr. 651/2014 betrieben werden.“\r\nDer im Rahmen des Solarpaket I neu aufgenommene Satz 2 könnte dann auch wieder entfallen, da diese Sonderregelung für Bürgerenergiegesellschaften dann nicht mehr erforderlich wäre.\r\nDie Kommunen können dabei, wie bereits heute, im Rahmen der Bauleitplanung, selbstständig und auf lokale Gegebenheiten achtend, den Zubau von PV-FFA in der Kommune steuern, wodurch die Akzeptanz gewahrt und eine unkontrollierte „Verspiegelung“ der Landschaft verhindert wird. Lediglich bei baurechtlich privilegierten PV-FFA ist eine Steuerung der Kommune nicht möglich, allerdings handelt es sich dabei vor allem um 200 m breite Verkehrsrandstreifen entlang von zweigleisigen Schienenwegen sowie Autobahnen, wo die Landschaft bereits auf Grund der Verkehrswege technisch überprägt ist.\r\nFörderfreie Anlagen sollten zudem grundsätzlich nicht im Rahmen der Anlagenzusammenfassung erfasst werden. Es ist inhaltlich nicht nachvollziehbar, warum die maximale Gebotsgröße einer geförderten Anlage durch die Zusammenfassung mit einer ungeförderten Anlage überschritten wird.\r\nAuch privilegierte Agri-PV-Anlagen mit einer Größe von 2,5 Hektar sollten grundsätzlich von der Anlagenzusammenfassung befreit werden. Die Privilegierung in § 35 Abs. 1 Nr. 9 BauGB setzt mit der Voraussetzung eines „räumlich-funktionalen Zusammenhangs“ mit dem landwirtschaftlichen Betrieb, der Flächenbegrenzung sowie der Begrenzung auf eine Anlage je Hofstelle oder Betriebsstandort bereits enge räumliche Grenzen, weshalb zusätzliche Festlegungen zur Anlagenzusammenfassung nicht notwendig sind.\r\nKleinen PV-Anlagen unter 1 MW, die im Rahmen der Anlagenzusammenfassung die 1-MW-Grenze überschreiten, sollte zudem die Möglichkeit gegeben werden, an den Ausschreibungen teilzunehmen. Dies wird aktuell durch die Mindestgebotsgröße von 1 MW verhindert, wodurch die Anlagen im Falle\r\n10\r\neiner Anlagenzusammenfassung in ein Förderloch fallen – zu groß für den gesetzlich festgelegten anzulegenden Wert, zu klein zur Teilnahme an den Ausschreibungen.\r\n4. Netzverknüpfungspunkte durch gemeinsame Nutzung von EE-Anlagen effizient nutzen\r\nWährend der Zubau von PV-Anlagen spürbar voranschreitet, kann der Anschluss neuer Energieanlagen an das Stromnetz vielerorts nicht mehr mithalten. Verteilnetzbetreiber (VNB) sind mit einem starken Anstieg von Anschlussbegehren konfrontiert. EE-Anlagenbetreiber und Projektierer warten in der Folge häufig mehrere Monate auf den Netzanschluss. Zusätzlich werden die Entfernungen bis zum Anschlusspunkt immer größer. Diese Entwicklungen werden weiter erschwert durch lange Lieferzeiten von Trafo- und Umspannstationen. Für EE-Projekte steigen dadurch häufig die Kosten, teilweise sind Projekte sogar ganz gefährdet.\r\nDie strukturellen Herausforderungen für den Netzanschluss werden durch den gesetzlichen Rahmen zugespitzt. Danach muss jede angeschlossene Anlage zu jedem Zeitpunkt 100 Prozent ihrer Leistung einspeisen können – der Netzverknüpfungspunkt (NVP) ist also darauf ausgerichtet, die maximale theoretische Leistung der EE-Anlage aufzunehmen und in das Stromnetz einzuspeisen. In der Praxis ist aufgrund der volatilen Einspeisung von erneuerbaren Energien ein NVP meistens nur teilweise ausgelastet. Eine PV-Anlage etwa wird nur selten ihre theoretisch maximale Nennleistung einspeisen. Die Stromerzeugung erfolgt viel mehr gestreckt über den Tagesverlauf. Umgekehrt wird in diesem Fall die Anschlussleistung des NVP in vielen Stunden im Jahr (z. B. nachts und in Wintermonaten) kaum bis gar nicht genutzt. Die bestehende Netzinfrastruktur wird somit bisher nur sehr ineffizient genutzt und das real vorhandene Netzpotential bisher nicht gehoben.\r\n➔\r\nBSW-EMPFEHLUNG\r\nDurch eine gemeinsame Nutzung von NVP durch unterschiedliche EE-Anlagen (bspw. durch eine Kombination von Solar- und Windkraftanlagen, durch eine Kombination von Solaranlagen in Süd- und Ost/West-Ausrichtung oder durch eine Kombination von Solaranlagen und Batteriespeichern) kann die Netzeinspeisung an bereits bestehenden NVP deutlich erhöht werden. Bei der Photovoltaik liegt die durchschnittliche Nutzung des Netzeinspeisepotentials unter der aktuellen Regelung bei nur 13 %, bei Windenergieanlagen bei nur 33 %. Durch eine gemeinsame Nutzung von NVP und die dadurch mögliche „Überbauung“ der EE-Leistung, also die Installation von EE-Leistung oberhalb der Leistung des NVP, ließe sich die Ausnutzung auf bis zu 53 % steigern und damit zum Teil mehr als verdoppeln. Bei einer mittleren Überbauung (z. B. 1,5-fache Überbauung = 150 % EE-Erzeugungsleistung von der Kapazität des Netzanschlusses) entstehen so gut wie keine Überschüsse an Erneuerbarem Strom. Mit stärkerer Überbauung (z. B. 2,5-fache, d. h. 250 % EE-Leistung an der NVP-Anschlussleistung) steigen zwar die Überschussmengen an. Allerdings auch hier nur in geringem Maße von durchschnittlich ca. 13\r\n11\r\n%. Speicher und andere Flexibilitäten können das verbesserte Einspeiseprofil von Wind und PV noch weiter glätten.3\r\nZur rechtssicheren Verankerung sind nur geringfügige Änderungen im Energiewirtschaftsrecht notwendig, wie ein Gutachten der Kanzlei Becker Büttner & Held gezeigt hat. Zum einen sollte ein neuer § 8a EEG (Mitnutzung eines bestehenden NVP zum Anschluss zusätzlicher elektrischer Leistung zuzüglich eines diesbezüglichen Informationsanspruchs) geschaffen werden. Zum anderen sollte in § 11 Abs. 1 EEG eine kurze Ergänzung zum eingeschränkten Abnahmeanspruch (Mitnutzung zur Einspeisung von Strom aus der hinzutretenden EE-Kapazität ohne Erweiterung der Anschlussleistung) eingefügt werde. Auf Grundlage dieser geringfügigen Änderungen im bestehenden Recht können die beteiligten Parteien, d. h. Anlagenbetreiber und Netzbetreiber, ein freiwilliges Vertragswerk schließen. Die Erstellung eines Mustervertrages wird bereits durch den BEE in Kooperation mit der BNetzA und dem BMWK angestrebt.\r\n5. Kommunen und Bürger:innen angemessen und verhältnismäßig beteiligen\r\nDie Akzeptanz der Bevölkerung für den Ausbau der Erneuerbaren Energien ist eine wichtige Voraussetzung für eine erfolgreiche Energiewende. Der Ausbau der Photovoltaik sticht dabei durch seine hohe Akzeptanz in der Bevölkerung sowohl für PV-Anlagen auf Gebäuden als auch in der Freifläche hervor. Diese gilt es zu bewahren und zu stärken. Die Solarwirtschaft begrüßt deshalb die bestehenden Maßnahmen zur kommunalen Beteiligung in § 6 EEG. Damit können Kommunen schon heute mit bis zu 0,2 ct/kWh wirtschaftlich an PV-Freiflächenanlagen beteiligt werden. Mit dem EEG 2023 wurde diese Möglichkeit richtigerweise auch auf Bestandsanlagen ausgeweitet. Zusätzlich profitieren die Kommunen durch eine Gewerbesteuerzerlegung zugunsten der Standortkommune von PV-Freiflächenanlagen in ihren Kommunen.\r\nEinige Bundesländer haben jedoch kürzlich darüberhinausgehende Landesbeteiligungsgesetze erlassen. Dabei werden die Anlagenbetreiber zu erheblichen Mehrkosten verpflichtet, die weit über die auf Bundesebene beabsichtigte Höhe der kommunalen Beteiligung von 0,2 ct/kWh hinausgehen. So muss beim brandenburgischen Solareuro eine zusätzliche jährliche Zahlung von 2.000 Euro pro Megawatt geleistet werden – eine direkte Verrechnungsmöglichkeit mit den nach § 6 EEG gezahlten Beträgen ist in der Landesregelung nicht vorgesehen. Eine Zahlung von 2.000 Euro pro MW und Jahr entspricht damit fast dem Niveau der zu leistenden Pachtzahlungen pro Hektar (1 Hektar entspricht ca. 1 MW bei klassischen Freiflächenanlagen) und stellt damit bereits eine hohe finanzielle Belastung für Anlagenbetreiber dar.\r\n3 Für weitere Details siehe Netzverknüpfungspunkte-Studie des BEE\r\n12\r\nFür eine 20-MW-Anlage entspricht dies einer jährlichen Mehrbelastung von 40.000 Euro bzw. 800.000 Euro über die 20-jährige EEG-Laufzeit.\r\nDarüber hinaus werden Anlagenbetreiber:innen in einigen Bundesländern zusätzlich zur Kommunalbeteiligung zu einer direkten Beteiligung von Bürger:innen verpflichtet. So müssen Betreiber:innen von PV-Anlagen ab 5 MW in Niedersachsen zukünftig Bürger:innen direkt am wirtschaftlichen Ertrag der Anlagen beteiligen, beispielsweise durch gesellschaftsrechtliche Beteiligungen, Nachrangdarlehen, Schwarmfinanzierungen, Sparprodukte oder vergünstigte Lokalstromtarife. Eine Beteiligung gilt dabei als „angemessen“, wenn 0,1 ct/kWh gezahlt werden oder es gibt die Regelvermutung, dass bei 20-prozentiger Beteiligung eine ausreichende Beteiligung vorliegt.\r\nDie zusätzlichen Kosten führen zu höheren Förderkosten und damit einer stärkeren Haushaltsbelastung. Denn die zusätzlichen Kosten durch Landesbeteiligungsgesetze können nicht durch den Verkauf von Strom erwirtschaftet werden, sondern werden in die Gebotswerte in den Ausschreibungen eingepreist. Der Ausbau von förderfreien Anlagen wird durch die fehlende Refinanzierungsmöglichkeit der geleisteten Beteiligungszahlungen in den Bundesländern sogar gänzlich in Frage gestellt.\r\nDie Vielzahl an neuen Landesbeteiligungsgesetzen verursacht nicht nur erhebliche Mehrkosten, sondern auch zusätzlichen bürokratischen Aufwand insbesondere bei den direkten Bürger:innenbeteiligungen.\r\n➔\r\nBSW-EMPFEHLUNG\r\nDie Beteiligung von Kommunen und Bürger:innen sollte angemessen und verhältnismäßig ausgestaltet sowie ein hoher bürokratischer Aufwand durch eine Vielzahl an unterschiedlichen landesspezifischen Regeln vermieden werden.\r\nAuf Bundesebene sollten deshalb in § 22b Abs. 6 EEG feste Leitplanken eingeführt werden, an die sich die Länder halten müssen, wenn diese den § 6 EEG landesseitig verpflichtend festlegen möchten. Dabei sollten vor allem die folgenden Aspekte berücksichtigt werden:\r\n1.\r\nDer Bemessungsgrundlage der Beteiligung sollte sich an der in § 6 EEG festgelegten Höhe von 0,2 ct/kWh orientieren.\r\n2.\r\nDie Zahlungspflichten aus den Landesregelungen sollten mit geleisteten Zahlungen nach § 6 EEG verrechnet werden können.\r\n3.\r\nDie Möglichkeit zur Erstattung von Zahlungen nach § 6 EEG sollte auf förderfreie Anlagen ausgeweitet werden (vgl. BSW-Stellungnahme zum Solarpaket I). Alternativ sollten die Zahlungen mindestens auf 50 Prozent der Bemessungsgrundlage begrenzt werden.\r\n4.\r\nDer Wert der geleisteten Beteiligung sollte sich auf die tatsächlich eingespeiste Strommenge (kWh) und nicht auf die installierte Leistung (MW) beziehen. Ein pauschaler Betrag in Euro/MW\r\n13\r\npro Jahr\r\nwie beim Solareuro Brandenburg führt zu finanziellen Risiken des Anlagenbetreibers, z. B. bei Ausfallzeiten.\r\n5.\r\nIm EEG sollte die Option geschaffen werden, Bürger:innen direkt beteiligen zu können. Von der kommunalen Beteiligung von 0,2 ct/kWh sollten bis zu 0,1 ct/kWh für Bürgerbeteiligungsmodelle genutzt werden dürfen.\r\n6.\r\nPV-Anlagen unter 1 MW sollten auf Grund ihrer geringen Größe und der Unverhältnismäßigkeit des Aufwands der Kommunal- und Bürgerbeteiligung von einer etwaigen Pflicht ausgenommen werden.\r\n7.\r\nEs sollte sichergestellt werden, dass die betroffenen Ortsteile nennenswert von der Kommunalbeteiligung profitieren und nicht allein die (Groß)gemeinde."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Wirtschaft durch solare Energiewende ankurbeln –\r\nAusbauziele erreichen\r\nSolarenergie senkt schon heute die Energiekosten von Unternehmen und Verbrauchern\r\nin Milliardenhöhe u. wird absehbar zum entscheidenden Wirtschaftsfaktor\r\nmoderner Industrienationen | Solar- und Speicherbranche stehen bereit, die gesetzlichen\r\nAusbauziele im Strom- und Wärmesektor zu erreichen | Wirtschaft durch\r\nAbbau von Barrieren stärker von preiswerter Solarenergie profitieren lassen\r\n2. Speicher werden zum zentralen Element eines modernen\r\nEnergiesystems – Turbo jetzt zünden\r\nSpeicher als schnellstes uns wirkungsvollstes, minimalinvasives und günstiges\r\nInstrument zur Integration von Solarenergie in den Strommarkt | Leistungsfähige\r\nSpeicherbranche ist in der Lage, kurzfristig große Kapazitäten zu installieren |\r\nGroßspeicher baurechtlich privilegieren | Baukostenzuschüsse senken | konsequent\r\nMulti-Use ermöglichen\r\n3. Strommarkt reformieren und Investitionsanreiz im\r\nFörderrahmen gewährleisten\r\nEntfesselung von Marktkräften und Investitionsabsicherung gleichermaßen\r\nermöglichen u. sicherstellen | Förderrahmen unter Beachtung der Spezifika unterschiedlicher\r\nMarktsegmente, bestehender und neuer Geschäftsmodelle und Erhalt\r\nbürger- und unternehmensnaher Energiewende nachjustieren | Planungssicherheit\r\nund Bestandsschutz gewährleisten\r\nDie Solar- und Speichertechnik sind unverzichtbare Schlüsseltechnologien für einen zukunftsfähigen Wirtschaftsstandort\r\nDeutschland und eine erfolgreiche Energiewende im Strom-, Wärme- und Mobilitätssektor.\r\nDurch eine günstige Bereitstellung großer Energiemengen trägt Solarenergie aktiv zur Senkung der Energiekosten\r\nbei. In der kommenden Legislaturperiode gilt es, diese bereits heute wirkenden Kostenvorteile mit\r\nHilfe einer besseren Synchronisierung des Stromsystems, einer Stärkung des Speicher-Ausbaus und einer\r\nBeschleunigung von Planungs- und Genehmigungsprozessen für die Bürgerinnen und Bürger und die Wirtschaft\r\nnoch stärker nutzbar zu machen:\r\n10 Maßnahmen zur Belebung der Wirtschaft &\r\ndes Klimaschutzes\r\n4. Transformation setzt Digitalisierung des Energiesystems\r\nvoraus\r\nMassive Beschleunigung der Digitalisierung an allen Stellen des Energiesystems\r\nnotwendig | Dazu müssen Prozesse vereinfacht, standardisiert, kosteneffizient und\r\nmassentauglich gestaltet werden | Verbindlicher Rahmen für VNB | Kosten zur EESteuerung\r\nnicht einseitig auf Anlagenbetreiber abwälzen\r\n5. Eigenverbrauch und Direktversorgungskonzepte sind\r\nMotor der Energiewende\r\nDirektversorgungskonzepte ((gemeinschaftlicher) Eigenverbrauch, Mieterstrom\r\no. PPA) sind entscheidende Energiewende-Treiber: Mobilisierung von privatem und\r\ngewerblichem Kapital, Einbindung breiter Bevölkerungsschichten in die Energiewende\r\nund Beibehaltung hoher Akzeptanz – Rechtlicher Rahmen soll Konzepte\r\npraxistauglich und bürokratiearm ermöglichen | Hemmnis-Abbau bei PPA\r\n6. Genehmigungsprozesse beschleunigen – Bürokratie abbauen\r\nGenehmigungsverfahren entschlacken u. beschleunigen | Einführung baurechtlicher\r\nPrivilegierungen für Batteriespeicher, Freiflächen-Solarthermie- sowie\r\nAgri-PV-Anlagen | Naturschutz-Nutzen von Solarparks würdigen\r\n7. Wärmewende durch Solarthermie entfesseln – knappe\r\nBrennstoffe einsparen\r\nPotenzial zur Bereitstellung kostengünstiger Wärme in Gebäuden, Wärmenetzen\r\nund industriellen Prozesse heben | Kein Stopp-and-Go bei Bundesförderung |\r\nHeizungsgesetz nachjustieren, nicht abschaffen | mehr Technologieoffenheit und\r\nFlexibilität bei Erfüllung von Mindeststandards | Verlässlich steigende CO2-Bepreisung\r\n(sozial flankiert) kann Rolle der Förderung u. U. nach und nach übernehmen\r\n8. Netzausbau, -nutzung und Netzanschlussprozesse\r\nbeschleunigen\r\nVorhandene Netzkapazitäten durch gemeinsamen Netzverknüpfungspunkt\r\n(„Überbauung“) und mehr Netztransparenz effizienter nutzen | Kommunikation mit\r\nNetzbetreibern schnell, einfach und digital gestalten | Mehr Verbindlichkeit auch für\r\nNetzbetreiber herstellen\r\n9. Hohe Akzeptanz für Solartechnik sichern und ausbauen\r\nBürger-Beteiligung mittels gemeinschaftl. Gebäudeversorgung, Mieterstrom,\r\nEnergy-Sharing, Energie-Genossenschaften\r\n10. Renaissance der Solarindustrie in Europa ermöglichen\r\nAufbau krisenfester Lieferketten zum Schutz vor geopolitischen Verwerfungen\r\nund der strategischen Souveränität politisch flankieren, ohne Zölle und andere\r\nHandelsbeschränkungen zu schaffen\r\nBSW-Solar\r\n(eher) verlangsamen\r\nQuelle: Repräsentative Bevölkerungsumfrage von YouGov im Auftrag des BSW-Solar mit 2.043 Befragten (11/2024)\r\n*bei der Bundestagswahl 2021\r\nFast 2/3-Mehrheit für schnelleren Solarausbau\r\n… unabhängig von politischer Einstellung\r\nIm Jahr 2025 finden Bundestagswahlen statt. Die nächste Bundesregierung sollte\r\nden Ausbau der Solarenergie ...\r\n19 %\r\n64 % 17 %\r\n(eher)\r\nbeschleunigen\r\nZustimmung nach Wahlverhalten*:\r\nBündnis 90/Die Grünen: 85 %\r\nSPD: 76 %\r\nCDU/CSU: 67 %\r\nFDP: 64 %\r\nWeiß nicht / keine Angabe\r\nVorbemerkung\r\nBeim Ausbau der Solarenergie und Solarstromspeicher\r\nkann Deutschland beachtliche Erfolge vorweisen: Im\r\nersten Halbjahr 2024 wurden fast 15 Prozent des deutschen\r\nStrombedarfs durch kostengünstigen, klimafreundlichen\r\nSolarstrom gedeckt. Solarenergie ist damit systemrelevant,\r\nträgt entscheidend zur Versorgungssicherheit bei,\r\nist die günstigste Möglichkeit der Stromerzeugung aus\r\nNeuanlagen und zum Erreichen der Klimaschutzziele unverzichtbar.\r\nZusammen mit Speichern und im intelligenten\r\nMix mit anderen erneuerbaren Quellen wird Solarenergie\r\nplanbar und zuverlässig.\r\nVerlässliche und attraktive Rahmenbedingungen mobilisieren\r\njährlich Milliardeninvestitionen aus dem In- und\r\nAusland in die heimische Solarwirtschaft. Mit weit über\r\n100.000 Beschäftigten und einem Jahresumsatz von über\r\n25 Milliarden Euro ist die Solarbranche zugleich ein bedeutender\r\nWirtschaftsfaktor. Vom Balkonkraftwerk über\r\nsolare Eigenheime, Mieterstromsystemen bis hin zu Solaranlagen\r\nauf Industrie- und Gewerbedächer und der Möglichkeit\r\nzur Teilhabe an Solarfonds: Keine andere moderne\r\nEnergieform ist so stark bei Bürgerinnen und Bürgern und\r\nin der Unternehmerschaft verankert wie die Solartechnik\r\nim Strom- und Wärmemarkt.\r\nKein Wunder, dass Solarenergie höchstes Ansehen genießt\r\nund in Umfragen die Energieform ist, deren Zubau am meisten\r\ngewünscht wird und deren Förderung auf breite Unterstützung\r\ntrifft: In einer YouGov-Repräsentativbefragung\r\nunter 2.043 Personen (18+) im Auftrag des BSW-Solar von\r\nAnfang Nov. 2024 rangierte auf die Frage, welche Stromarten\r\nin der nächsten Legislaturperiode in Deutschland\r\nverstärkt genutzt werden sollten, mit 55 Prozent an erster\r\nStelle die Solarenergie (vor der Windkraft mit 49 Prozent\r\nund der Wasserkraft mit 40 Prozent, der Biomasse mit 28\r\nProzent, dem Hausmüll und der Kernenergie mit jeweils 24\r\nProzent, der Geothermie mit 22 Prozent, Erdgas mit 17 Prozent\r\nsowie Stein- und Braunkohle mit jeweils 7 Prozent). In\r\nder gleichen repräsentativen YouGov-Umfrage wünschen\r\nsich fast zwei Drittel der Befragten (64 Prozent), dass die\r\nnächste Bundesregierung den Ausbau der Solarenergie\r\n(eher) beschleunigen solle.\r\nDurch den erfolgreichen Zubau der Erneuerbaren Energien\r\ntritt die Energiewende nun in eine neue Phase, in der das\r\nStromsystem stärker flexibilisiert und digitalisiert werden\r\nmuss. Flankiert durch einen beschleunigten Hochlauf von\r\nBatteriespeichern und einen forcierten Netzausbau lassen\r\nsich die gesetzlich verankerten Ausbauziele für Erneuerbare\r\nEnergien erreichen. Im folgenden Papier stellt der\r\nBundesverband Solarwirtschaft als Stimme der Solar- und\r\nSpeicherbranche mit über 1.100 Mitgliedsunternehmen die in\r\nihren Augen zentralen Eckpunkte für die Energiepolitik der\r\nnächsten Jahre in den Handlungsfeldern Solar- und Batteriespeichertechnik\r\nvor: Für eine erfolgreiche Energiewende im\r\nStrom-, Wärme- und Mobilitätssektor und einen dynamischen\r\nWirtschaftsaufschwung bedarf es:\r\nMit Hilfe eines beschleunigten Ausbaus der preiswertesten\r\nEnergiequelle Solartechnik sowie Speichern und ihrer\r\nintelligenten Integration ins Energiesystem lässt sich die\r\nAbhängigkeit von teuren Energieimporten senken, um den\r\nPreisanstieg bei Strom und Wärme zu stoppen bzw. umzukehren\r\nund zugleich in Wettbewerbsvorteile für den Wirtschaftsstandort\r\nDeutschland ummünzen. Ein wachsender\r\nAnteil der Solarenergie an der Energieversorgung ist\r\nzugleich für das Erreichen der bereits 2021 von der Großen\r\nKoalition verankerten Klimaziele unverzichtbar.\r\nFolgerichtig hat sich Deutschland gesetzlich dazu verpflichtet,\r\ndie installierte Solarstromleistung bis zum Jahr\r\n2030 auf 215 GW und bis 2040 auf 400 GW zu vervielfachen.\r\nDas im Jahr 2024 angestrebte Etappenziel in Höhe von\r\n88 GW installierter PV-Leistung in\r\nDeutschland wurde kürzlich erreicht\r\nund auch für die nächsten Jahre gilt:\r\nEine solare Energiewende auf Zielkurs\r\nist ein Wirtschaftsmotor für\r\nDeutschland als moderne Industrienation.\r\nIm großtechnischen Maßstab lässt\r\nsich Solarstrom wie auch Solarwärme\r\nin Deutschland inzwischen bereits ab 5\r\nCent je Kilowattstunde erzeugen, teils\r\nsogar darunter. Nach einer jüngsten\r\nFraunhofer-Analyse weist Solarstrom\r\nin Kombination mit Batteriespeichern\r\ninzwischen niedrigere Stromgestehungskosten\r\nauf als konventionelle\r\nKraftwerke.\r\nSchon heute drückt Photovoltaik den\r\nPreis an der Strombörse und damit\r\nden Strompreis für Industrie und Verbraucher:\r\nDemnach wäre der Börsenpreis\r\nfür Strom in den letzten zwölf\r\nMonaten (Zeitraum von Oktober 2023\r\nbis September 2024) ohne Solarenergie\r\num durchschnittlich 25 Prozent\r\nhöher gewesen als er mit Solarenergie\r\nwar. Für Energieverbraucher\r\nbedeutet das rund 9 Milliarden Euro\r\ngeringere Kosten. Ein typischer Privathaushalt\r\nsparte dadurch etwa 80 Euro Stromkosten. Für\r\nindustrielle Verbraucher liegen die Einsparungen bei etwa\r\n10 Prozent deren Stromkosten (Prof. Hirth). Hinzu kommt\r\ndie Vermeidung steigender Klimafolgekosten in Milliardenhöhe.\r\nUm bei den Ausbauzielen weiterhin auf Zielkurs zu bleiben,\r\nbedarf es allerdings zusätzlicher Anstrengungen, damit\r\ndie Ausbaudynamik erhöht wird und der anvisierte jährliche\r\nAusbaupfad von 22 GW erreicht wird. Vom Handwerk\r\nüber innovative Mittelständler bis hin zur Industrie steht die\r\nSolar- und Speicherbranche bereit, um eine der Schlüsseltechnologien\r\nfür den Wirtschaftsstandort Deutschland\r\nauszubauen.\r\n1. Wirtschaft durch solare Energiewende ankurbeln –\r\nAusbauziele erreichen\r\nSpeicher sind der Joker der Energiewende und ein inzwischen\r\nkostengünstiger und schnell verfügbarer Baustein\r\nzur Erschließung und systemdienlichen Nutzung der Solarenergie.\r\nSie brauchen keine eigene Förderung, sie wollen\r\neinen Markt. Hier müssen die bestehenden Hindernisse\r\nrasch eingerissen werden. Der schnelle Zubau systemdienlicher\r\nStromspeicherkapazitäten, vor allem Batteriespeicher,\r\nist die kurzfristig wirkungsvollste und langfristig die\r\nzielführendste Maßnahme zur Integration wachsender Erzeugungskapazitäten\r\naus erneuerbaren Energien und sollte\r\ndeshalb vorrangig vereinfacht und vorangetrieben werden.\r\nDer in der Vergangenheit von Bundesregierung und\r\nBundesnetzagentur häufig priorisierte Netzausbau kann\r\ndiese Herausforderungen der Transformation des Energiesystems\r\nalleine nicht stemmen, weil Netze die Energie nur\r\nräumlich, aber nicht zeitlich verschieben. Batteriespeicher\r\nsind minimalinvasiv und an den unterschiedlichsten Standorten\r\nzu realisieren. Sie können sogar den Netzausbaubedarf\r\nreduzieren oder entschleunigen sowie den teuren\r\nEinsatz von Ersatzkraftwerken erheblich reduzieren.\r\nIn Deutschland entwickelte innovative Speichersysteme\r\nfür Solaranlagen und das erneuerbare Stromsystem sind\r\ntechnologisch führend, weil sie ausgereift, kostengünstig\r\nund schnell installierbar sind. Die Anstrengungen der\r\nletzten Jahre haben eine ausdifferenzierte, leistungsfähige\r\nStromspeicherbranche entstehen lassen, die in der Lage\r\nist, kurzfristig große Kapazitäten zu installieren. Heim-,\r\nGewerbe- und Industriespeicher bis zum Großspeicher an\r\ngeeigneten Netzknoten oder direkt an Solar- und Windparks\r\nbenötigen keine Förderung, wenn regulatorische\r\nHürden entfernt, unnötige Kosten reduziert und Marktprozesse\r\nvereinfacht, standardisiert und digitalisiert werden.\r\nDamit der Ausbau großer Batteriespeicher und gewerblicher\r\nProsumer-Batterien entfesselt wird, muss die\r\nNetzentgeltbefreiung entfristet, rechtlich abgesichert und\r\ndie Baukostenzuschüsse rechtlich eindeutig geregelt, vereinheitlicht\r\nund gesenkt werden. Zudem sollte der Bau von\r\nBatteriespeicheranlagen im Baurecht grundsätzlich privilegiert\r\nwerden, um einen schnellen Zubau von Speichern zu\r\nvorhandenen Erzeugungsanlagen wie auch an geeigneten\r\nNetzverknüpfungspunkten zu gewährleisten.\r\nDamit Speicher ihre systemdienliche Wirkung entfalten können,\r\nmuss dringend das Ausschließlichkeitsprinzip im EEG\r\ndrastisch vereinfacht und entbürokratisiert werden, sodass\r\nSpeicher flexibel mit vor Ort erzeugtem Solarstrom wie auch\r\nNetzstrom be- und entladen werden können (Multi-Use).\r\n2. Speicher werden zum zentralen Element eines\r\nmodernen Energiesystems – Turbo jetzt zünden\r\nDie Transformation des Energiesystems benötigt sowohl\r\ndie Entfesselung von Marktkräften als auch weiterhin eine\r\nhinreichende staatliche Absicherung von Investitionen\r\nzu verlässlichen Rahmenbedingungen. Das Erneuerbare-\r\nEnergien-Gesetz (EEG) hat seit seiner Einführung\r\nweitgehend für verlässliche Investitionsbedingungen in\r\nden unterschiedlichen Marktsegmenten gesorgt – von der\r\nprivaten PV-Dachanlagen über das Gewerbesegment bis\r\nhin zu kleinen und großen PV-Solarparks. Dies ist weiterhin\r\nwichtig, da der weitere Ausbau aller PV-Marktsegmente für\r\ndas Erreichen der Klimaziele gleichermaßen benötigt wird.\r\nDie weitere Förderung der Solarenergie trifft in der befragten\r\nPersonen (18+) gaben in einer YouGov-Repräsentativbefragung\r\nim Auftrag des BSW-Solar von Anfang Nov.\r\n2024 an, dass die Bundesregierung die finanzielle Förderung\r\nvon Solaranlagen zumindest unverändert beibehalten\r\n(19%) oder sogar (eher) noch erhöhen sollte (55%). gaben in\r\neiner YouGov-Repräsentativbefragung Anfang Nov. 2024\r\nan, dass die Bundesregierung die finanzielle Förderung\r\nvon Solaranlagen zumindest beibehalten (19 Prozent) oder\r\nsogar (eher) noch erhöhen sollte (55 Prozent).\r\nAuf dem Weg zu einer vollständig erneuerbaren Stromversorgung\r\nwill und kann die Solarwirtschaft mehr\r\nVerantwortung übernehmen. Schritte in diese Richtung\r\nmüssen aber leicht umsetzbar sein und unbedingt unter\r\nder Prämisse stehen, die Solartechnik-Ausbauziele nicht\r\nzu gefährden. Sie müssen den Investitionsanforderungen\r\nvon Eigen-, wie Fremdkapitalgebern entsprechen und bei\r\nprivaten, wie auch gewerblichen Investoren gleichermaßen\r\nauf hinreichende Akzeptanz stoßen.\r\n3. Strommarkt reformieren und Investitionsanreiz im\r\nFörderrahmen gewährleisten\r\nDie positive Lenkungswirkung und Effizienz des EEG kann\r\ndurch eine intelligente Nachjustierung weiter erhöht werden,\r\nohne dabei einen Systembruch zu verursachen. So ist\r\nein Entfall von Vergütungs- bzw. Marktprämienzahlungen\r\nbei negativen Preisen folgerichtig, um die Preissignale des\r\nMarktes wirken zu lassen. Allerdings setzt dies voraus,\r\ndass der bestehende, aber für PV-dysfunktionale Kompensationsmechanismus\r\nin §51a EEG praxisgerecht für die\r\nPhotovoltaik weiterentwickelt wird.\r\nZudem sollten zur Vermeidung von negativen Strompreisen\r\ndie Übertragungsnetzbetreiber verpflichtet werden, die\r\nvon ihnen vermarkteten Strommengen aus der Festvergütung\r\nnicht mehr zu negativen Preisen an der Strombörse\r\nzu verkaufen.\r\nDie Besonderheiten der einzelnen Marktsegmente sollten\r\nbei der Weiterentwicklung der Fördersystematik beachtet\r\nwerden, auch im Hinblick auf einen verhältnismäßigen\r\ntechnischen und administrativen Aufwand bei der Umsetzung\r\nund Risikoübernahme durch Betreiber. Dabei ist zu\r\nberücksichtigen, dass Solaranlagen auf Gebäuden, die rund\r\ndie Hälfte des erforderlichen PV-Zubaus tragen müssen,\r\nzumeist nicht von professionellen Betreibern, sondern von\r\n„Einmalinvestoren“ getätigt werden, für die der Betrieb von\r\nSolaranlagen nicht zu ihrem Kerngeschäft zählt.\r\nDoch auch bei ebenerdig errichteten Solarparks ist eine\r\nhinreichende technologische Differenzierung notwendig,\r\num die nötige Investitionsdynamik zu entfachen, die dafür\r\nerforderlichen Investorengruppen zu erreichen und zugleich\r\ndie hohe Akzeptanz der Photovoltaik zu wahren. So\r\nbieten innovative hybride Anlagenkonzepte wie Agri-PVAnlagen,\r\nParkplatz- oder Floating-PV Synergieeffekte bei\r\nder Flächennutzung, z. B. durch den Erhalt landwirtschaftlicher\r\nNutzfläche, haben aber aufgrund ihres Innovationscharakters\r\noder eines konstruktiven Mehraufwands noch\r\nleicht höhere Installationskosten. Der Erhalt eines gesonderten\r\nAusschreibungssystems für diese Anlagen ist\r\ndeshalb wichtig.\r\nAuch die Umsetzung der EU-Vorgaben, für Anlagen oberhalb\r\neiner Leistung von 200 kWp ab 2027 ein Abschöpfungsmechanismus\r\neinzuführen, sollte praxistauglich\r\nund ohne das Erzeugen von Systembrüchen erfolgen. Alle\r\naussichtsreichen Optionen sollten zuvor sorgfältig auf ihre\r\npraktische Umsetzbarkeit sowie die Auswirkungen auf die\r\nInvestitionssicherheit geprüft werden.\r\nBSW-Solar\r\nQuelle: Repräsentative Bevölkerungsumfrage von YouGov im Auftrag des BSW-Solar mit 2.043 Befragten (11/2024)\r\n*bei der Bundestagswahl 2021\r\nBevölkerung wünscht engagierte Solarpolitik\r\n… unabhängig von politischer Einstellung\r\nFrage: Nächstes Jahr ist Bundestagswahl. Würden Sie sich wünschen, dass sich Parteien für den weiteren\r\nAusbau von Solarenergie und Batteriespeichern engagieren, zum Beispiel durch den Abbau von Bürokratie\r\noder mit geeigneten Förderinstrumenten?\r\n17 %\r\n19 %\r\nZustimmung nach Wahlverhalten*:\r\nBündnis 90/Die Grünen: 88 %\r\nSPD: 73 %\r\nFDP: 72 %\r\nCDU/CSU: 71 %\r\nWeiß nicht / keine Angabe\r\n(eher) nein\r\n64 %\r\n(eher) ja\r\nKostengünstiger Strom aus Erneuerbaren Energien ermöglicht\r\ninnovative Geschäftsmodelle zur Stromnutzung,\r\nwie Energy Sharing, Bidirektionales Laden oder unter\r\nUmständen auch Formen der Direktvermarktung auch bei\r\nkleineren EE-Systemen. Durch diese Geschäftsmodelle\r\nwird die Förderabhängigkeit reduziert und damit zugleich\r\ndie Förderkosten gesenkt. Voraussetzung für eine dynamische,\r\nflexible und förderfreie Stromnutzung ist allerdings\r\nein massiver Ausbau der Digitalisierung und Vereinheitlichung\r\nder Kommunikationsprozesse.\r\nAuf technischer Ebene betrifft dies insbesondere die noch\r\nnicht massenhaft verfügbare Anlagensteuerbarkeit sowie\r\ndie mangelhafte Digitalisierung der Netzinfrastruktur. Die\r\nKosten für die aus Netzsicht notwendige Steuerungstechnik\r\nsollten dabei deutlich gesenkt und nicht einseitig auf die\r\nAnlagenbetreiber abgewälzt werden. Zudem müssen die\r\nKommunikationsprozesse zwischen Netzbetreibern, Planern,\r\nInstallateuren und mit Direktvermarktern flächendeckend\r\nvereinfacht, standardisiert und digitalisiert werden,\r\ndamit sie massentauglich ausgestaltet sind. Ansonsten\r\nbleibt die Energiewende hier ineffizient, zeitraubend und\r\nunnötig teuer. Insbesondere bedarf es dabei eines verbindlichen,\r\nsanktionsbewährten Rahmens für die Verteilnetzbetreiber.\r\nEiner der entscheidenden Treiber für den Solar- und\r\nSpeicherausbau und für eine beschleunigte Förderunabhängigkeit\r\nist der Abbau von Barrieren für eine verstärkte\r\nNutzung der Solarenergie direkt am Ort des Verbrauchs.\r\nDamit wird zum einen die Sektorenkopplung ermöglicht\r\nund zum anderen der Netzausbaubedarf reduziert. Dies\r\ngilt für Eigenheime mit Speicher, Wärmepumpe und Ladestation\r\nfür das E-Auto sowie für Versorgungskonzepte wie\r\nMieterstrom, die Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung\r\noder Quartierskonzepte.\r\nZahlreiche Unternehmen sichern sich bereits ihre Wettbewerbsfähigkeit\r\nmit günstigem Solarstrom. Neben der Installation\r\nvon Solaranlagen auf den eigenen Dachflächen ist\r\nfür die Unternehmen zunehmend auch eine kostengünstige\r\nVersorgung mit Solarstrom über eine Direktleitung zu einer\r\nFreiflächensolaranlage interessant. Eine weitere Möglichkeit\r\nbesteht für Unternehmen durch den Kauf von günstigem\r\nförderfreien Solarstrom mit PPA-Verträgen. Der Zubau\r\nan förderfreien PV-Anlagen hat deshalb in den letzten\r\nJahren deutlich zugenommen, liegt aber durch bestehende\r\nHemmnisse bei den PPA-Verträgen weiterhin unter dem\r\nMarktpotenzial. Der in der EU-EE-Richtlinie vorgesehene\r\nAbbau von Hemmnissen für PPA sollte deshalb zeitnah im\r\nnationalen Recht umgesetzt werden. Insbesondere für KMU\r\nbedarf es z. B. einer Absicherung gegen das Ausfallrisiko\r\ndurch Garantiebereitstellungen und Bürgerschaften der\r\nöffentlichen Hand. Denn KMU können bei langfristigen PPAVerträgen\r\nhäufig nicht ihre langfristige Zahlungsfähigkeit\r\nnachweisen, wodurch die Finanzierung der Solaranlagen\r\nerschwert wird.\r\nDezentrale Versorgungskonzepte und Direktlieferungen\r\nwerden auch zukünftig der Motor der Energiewende sein.\r\nEs bedarf deshalb eines rechtlichen Rahmens, der diese\r\nKonzepte ermöglicht und fördert.\r\n4. Transformation setzt Digitalisierung des\r\nEnergiesystems voraus\r\n5. Eigenverbrauch und Direktversorgungskonzepte\r\nsind Motor der Energiewende\r\nEine intelligente Mischung aus einer angemessenen CO2-\r\nBepreisung mit integriertem Klimageld-Ausgleich, Förden\r\nund Fordern ist unverzichtbar, um in Deutschland auch die\r\nWärmewende endlich in Schwung zu bringen. Eine deutliche\r\nabsolute Mehrheit der Bevölkerung (63 Prozent) ist – trotz\r\nden zurückliegenden Diskussionen um das Heizungsgesetz –\r\n(eher) der Meinung, dass die Energiewende im Wärmesektor\r\ndurch den verstärkten Einsatz Erneuerbarer Energien, z. B.\r\nSolarwärme zum Heizen, weiter vorangetrieben werden sollte\r\n(YouGov Repräsentativbefragung im Auftrag des BSW-Solar\r\nunter 2.043 Personen (18+) von Anfang November 2024).\r\n7 von 10 Befragten (71 Prozent) stimmen zugleich (eher)\r\nzu, dass Planungs- und Genehmigungsprozesse für große\r\nSolarthermieanlagen beschleunigt und entbürokratisiert\r\nwerden sollten, so dass mehr Menschen in Deutschland\r\nsolare Wärme nutzen können.\r\nDie solare Fernwärme ist eine wichtige Option für die\r\nkommunale Wärmeplanung. Bei ihrer Erzeugung wird die\r\nSolarthermie zukünftig einen wichtigen Beitrag leisten.\r\nLaut Prognos sollen die Kollektorfelder bis 2045 13 TWh in\r\nWärmenetze einspeisen. Dies entspricht einer Kollektorfläche\r\nvon 30 Mio. m2. Zum Vergleich: Aktuell befinden sich\r\nAnlagen mit rd. 450.000 m2 im Betrieb oder in Planung. Um\r\ndiese enorme Steigerung zu erreichen, ist insbesondere\r\neiner Privilegierung großer Solarthermie-Kraftwerke zur\r\nDekarbonisierung der Fernwärme erforderlich.\r\n7. Wärmewende durch Solarthermie entfesseln –\r\nknappe Brennstoffe einsparen\r\nOft langwierige und bürokratische Genehmigungsverfahren\r\nverzögern die Installation von ebenerdig errichten\r\nSolarthermie- und Photovoltaikanlagen sowie von Wärmeund\r\nBatteriespeichern erheblich.\r\nFreiflächen-Solarthermieanlagen für die Fernwärme\r\nwerden häufig von den Gemeinden und dem (kommunalen)\r\nFernwärmeversorger vor Ort unterstützt, die häufig unklare\r\nrechtliche Auslegung der bestehenden baurechtlichen\r\nPrivilegierung der Wärmeversorgung verzögert jedoch\r\nregelmäßig die Genehmigungsverfahren. Im Baurecht ist\r\nes deshalb notwendig klarzustellen, dass die Installation\r\nvon Freiflächen-Solarthermieanlagen und den dazugehörigen\r\nWärmespeichern baurechtlich privilegiert wird. Zu\r\nbeachten ist dabei insbesondere auch die notwendige geografische\r\nNähe der Solarthermieanlage zum Wärmenetz.\r\nBatteriespeicher sollten aufgrund ihrer umfangreichen\r\nBedeutung für die Transformation der Stromversorgung\r\n(vgl. Punkt 2) und der Notwendigkeit eines sehr schnellen\r\nZubaus ebenfalls privilegiert werden.\r\nEine neue baurechtliche Privilegierung der Photovoltaik\r\nsollte hingegen nur für die Marktsegmente der Agri-PV\r\nerfolgen, bei denen keine Änderung der wesentlichen Flächennutzung\r\nerfolgt, sowie zum Abbau unverhältnismäßiger\r\nBürokratie für kleine PV-Freiflächenanlagen bis 1 MW.\r\nEine generelle Privilegierung von PV-Freiflächenanlagen\r\nist hingegen aus Akzeptanzgründen nicht sinnvoll, da diese\r\nbisher erfolgreich die kommunalen Entscheidungsprozesse\r\ndes Bauleitplanverfahrens durchlaufen sind und damit\r\nlokale Akzeptanz für die Energiewende stärken.\r\nDas Genehmigungsverfahren im Bauleitplanverfahren\r\nsollte jedoch für PV-Anlagen beschleunigt und entschlackt\r\nwerden. Eine dringende Herausforderung besteht\r\nzudem in der unverhältnismäßigen Belastung von Landwirten\r\nund Landwirtinnen durch die Erbschaftssteuer.\r\nDenn aktuell werden Flächen mit Freiflächensolaranlagen\r\nals Gewerbeflächen bewertet, wodurch im Erbfall bei den\r\nLandwirten und Landwirtinnen eine unverhältnismäßige\r\nKostenbelastung entsteht und der Verlust des landwirtschaftlichen\r\nErbschaftssteuerprivilegs droht.\r\nDer naturschutzfachliche Nutzen von Freiflächensolaranlagen\r\nwird bisher nur ungenügend im Genehmigungsverfahren\r\nberücksichtigt. Flächen mit Freiflächensolaranlagen\r\nwerden in der Regel extensiv ohne Dünger, Pestizide\r\noder Herbizide bewirtschaftet. Diese Extensivierung der\r\nFlächen führt zu positiven Auswirkungen auf die lokale\r\nBiodiversität. Trotzdem müssen heute kostspielige Ausgleichsflächen\r\nzur Kompensation des Eingriffs in den\r\nNaturhaushalt geschaffen werden, selbst wenn die Fläche\r\nvorher ein intensiv genutzter Acker war und nachgewiesen\r\nwerden kann, dass die Solaranlage einen positiven\r\nnaturschutzfachlichen Effekt hat. Der naturschutzfachliche\r\nNutzen sollte deshalb stärker beachtet werden und\r\nAusgleichsflächen nur im Maße der tatsächlichen langfristigen\r\nFolgen des Eingriffs erfolgen. Im Falle eines positiven\r\nnaturschutzfachlichen Nutzens sollte die Fläche zudem\r\nselbst als Ausgleichsfläche anerkannt werden können.\r\n6. Genehmigungsprozesse beschleunigen –\r\nBürokratie abbauen\r\nDas sogenannte Heizungsgesetz sollte nicht abgeschafft,\r\nsondern nachjustiert werden. Wichtig ist dabei die Schaffung\r\nvon mehr Technologieoffenheit und Flexibilität sowie\r\neine sachgerechte Ertragsbewertung der Solarthermie\r\nbei der Erfüllung der EE-Mindeststandards im Gebäudeenergiegesetz.\r\nDarüber hinaus sollten mithilfe einer\r\nMehrwertsteuerbefreiung und einer solarthermischen\r\nNachrüstkampagne von jüngeren Gas- und Ölheizungen im\r\nGebäudebestand „niedrig hängende Früchte“ für die Wärmewende\r\ngeerntet werden. Somit kann bei vergleichsweise\r\ngeringem investiven Aufwand in relevantem Umfang CO2\r\neingespart werden. Gleichzeitig kann der zu erwartende\r\ndeutliche Preisanstieg bei Erdgas für die Verbraucher:innen\r\ndeutlich gemildert werden.\r\nDieser Preisanstieg ist durch einen verlässlichen und ambitionierteren\r\nPfad zur CO2-Bepreisung zu flankieren. Um\r\ndie langfristige Wirtschaftlichkeit für Verbraucher:innen\r\nund Industrie transparent zu machen, ist eine verstärkte\r\nKommunikation der zu erwartenden Entwicklungen der\r\nCO2-Bepreisung notwendig.\r\nDas große Potenzial der Solarthermie sollte endlich nicht\r\nnur für die Raumwärmeerzeugung, sondern auch für die\r\nProduktion von Prozesswärme gehoben werden. Die Technologie\r\nist bereits heute verfügbar und kann sofort CO2-\r\nfreie Wärme bis 400°C erzeugen. Mit Solarthermie können\r\nsomit auch kurz- und mittelfristige Dekarbonisierungsziele\r\nerreicht werden. Gleichzeitig können die Kosten für ein\r\nhybrides Wärmesystem langfristig gesenkt werden.\r\nUm die gegenüber fossilen Wärmequellen vergleichsweise\r\nhohen Anfangsinvestitionen zu dämpfen, ist eine unterbrechungsfreie\r\nWeiterführung der Bundesförderprogramme\r\nfür effiziente Gebäude (BEG), für effiziente Wärmenetze\r\n(BEW) und für Energie- und Ressourceneffizienz in der\r\nWirtschaft (EEW) in den nächsten Jahren zu gewährleisten.\r\nLetztere sollte durch steuerliche Abschreibungsmöglichkeiten\r\nergänzt werden.\r\nDiese Flankierung durch Investitionszuschüsse für\r\nEE-Wärmetechnologien ist so lange erforderlich, bis das\r\nVertrauen in eine hinreichende CO2-Bepreisung und hinreichende\r\nInvestitionsimpulse für Unternehmen wie auch\r\nPrivatverbraucher nachweisbar hergestellt wurde.\r\nBSW-Solar\r\nQuelle: Repräsentative Bevölkerungsumfrage von YouGov im Auftrag des BSW-Solar mit 2.043 Befragten (11/2024)\r\n*bei der Bundestagswahl 2021\r\nMehrheit will Wärmewende fortsetzen\r\nFrage: Sind Sie der Meinung, dass die Energiewende im Wärmesektor weiter vorangetrieben werden sollte,\r\nzum Beispiel durch den verstärkten Einsatz erneuerbarer Energien wie u. a. Solarwärme zum Heizen?\r\n19 %\r\n18 % 63 % (eher) nein\r\nWeiß nicht / keine Angabe (eher) ja\r\n… unabhängig von politischer Einstellung\r\nZustimmung nach Wahlverhalten*:\r\nBündnis 90/Die Grünen: 86 %\r\nSPD: 75 %\r\nCDU/CSU : 70 %\r\nFDP: 69 %\r\nSolarenergie ist nicht nur die günstigste Energiequelle, sie\r\nist zugleich die erneuerbare Energie mit der höchsten Akzeptanz\r\nin der Bevölkerung und die Stromerzeugungsart mit\r\nden vielfältigsten Beteiligungsmöglichkeiten. Eigenheimbesitzer:\r\ninnen können ihr Hausdach zur Tankstelle für das\r\nE-Auto machen, Unternehmer:innen sichern sich langfristig\r\npreiswerte Energie vom eigenen Firmendach und sogar\r\nMieter:innen ohne eigene Dachflächen können durch Balkonkraftwerke\r\nund Mieterstrom unmittelbar an der Energiewende\r\nteilhaben. Die Solarenergie ist zentraler Garant für\r\ndie Akzeptanz der Energiewende.\r\nEine angemessene Beteiligung von privaten Verbrauchern\r\nüber Landwirte, den Mittelstand bis hin zur Industrie und\r\nKommunen muss sichergestellt werden. Neue Beteiligungsmodelle\r\nwie die Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung\r\noder Energy Sharing müssen praxistauglich eingeführt\r\nwerden, damit immer mehr Menschen zu Prosumern\r\nwerden und somit die Akzeptanz für die Energiewende auf\r\nhohem Niveau bleibt.\r\n9. Hohe Akzeptanz für Solartechnik sichern und ausbauen\r\nDamit der Netzausbau künftig mit dem Ausbau Erneuerbarer\r\nEnergien Schritt halten kann, bedarf es eines zügigen\r\nund vorrausschauenden Netzausbaus, einer effizienteren\r\nund schnelleren Kommunikation zwischen Anschlussbegehrenden\r\nund Netzbetreibern und letztendlich einer\r\naufgeschlossenen Herangehensweise bei der Integration\r\nneuer, innovativer Ideen im Bereich Netzanschluss und\r\nNetzbetrieb.\r\nDurch eine bessere Nutzung bestehender Kapazitäten\r\nkönnen Netzbetreiberinnen und Netzbetreiber Zeit für den\r\nNetzausbau gewinnen. Dafür muss eine schnelle Sichtbarkeit\r\nbestehender Auslastungen im Verteilnetz geschaffen\r\nwerden, um eine Echtzeit-Nutzung des Netzes bei der Energieübertragung\r\nund damit den Einsatz von Flexibilitäten zu\r\nermöglichen.\r\nZusätzlich sollten Anschlusskapazitäten und Betriebsmittel\r\neffizienter genutzt werden: Beim Netzanschluss\r\nfluktuierender Energieträger wird i. d. R. nur ein Bruchteil\r\nder verfügbaren Netzkapazität belegt. Wie mit Hilfe einer\r\nsinnvollen Überbauung von Netzverknüpfungspunkten\r\ndurch verschiedene EE-Anlagen und Speicher mit einer\r\ndefinierten Anschlusswirkleistung bestehende Stromnetze\r\ndeutlich effizienter ausgelastet werden könnten,\r\ndas zeigt eine Fraunhofer-Studie, die vom BEE und Fachverbänden\r\nwie dem BSW-Solar initiiert wurde. Um somit\r\neinen großen Teil der in Deutschland schon vorhandenen\r\nNetzverknüpfungspunkte für weitere und geteilte EE- und\r\nSpeicher-Anwendungen zur Verfügung zu stellen, bedarf\r\nes kurzfristig eines Rechts des Anschlussbegehrenden auf\r\nden Abschluss eines flexiblen Netzanschlussvertrages.\r\nZusätzlich wird eine Plattform benötigt, um bestehende\r\nNetzanschlusspunkte anzubieten bzw. zu identifizieren und\r\nzu anderen interessierten Projektierern bzw. Netz-Nutzern\r\nKontakt aufnehmen zu können.\r\nNetztransparenz ist ein wesentlicher Bestandteil, um die\r\nEffizienz im Anschlussbetrieb zu steigern und Kapazitäten\r\nbei Netzbetreibern und Projektierern frei werden zu\r\nlassen, um diese produktiver zu nutzen. Dafür bedarf es der\r\nSchaffung einer unverbindlichen digitalisierten Netzanschlussauskunft.\r\nDiese würde die gegenwärtig hohe Zahl\r\nvon „Mehrfach-Anschlussbegehren“ reduzieren. Weitere\r\nKapazitäten werden frei, wenn Anschlussbegehren zukünftig\r\nvollständig automatisiert ablaufen könnten. Dies\r\nsollten alle Netzbetreiber zeitnah ermöglichen.\r\nNeben den Punkten zur Nutzbarkeit bestehender Kapazitäten\r\nund der Vereinfachung, Standardisierung und\r\nDigitalisierung von Prozessen, sollten zukünftig auch Netzbetreiber\r\nfür das Verfehlen von Zielen und Anforderungen\r\npönalisiert werden, wie das bei Betreibern von EE-Anlagen\r\nz. B. bei Fristverschleppungen längst der Fall ist.\r\nFür die schnelle und effiziente Rechtsklärung in Einzelfällen\r\nund zur Klärung häufiger Anwendungsfragen sollte\r\neine Clearingstelle Netze eingerichtet werden.\r\n8. Netzausbau, -nutzung und Netzanschlussprozesse\r\nbeschleunigen\r\nDie deutsche Solarwirtschaft steht bereit, auch ambitionierte\r\nAusbauziele umzusetzen und flexible Lösungen für\r\neine erfolgreiche Energiewende zu skalieren. Beim Aufbau\r\nkrisenfester Lieferketten, die auch bei geopolitischen\r\nVerwerfungen Zugang zur PV-Technologie, strategische\r\nSouveränität und lokale Arbeitsplätze garantieren, ist sie\r\nim harten internationalen Wettbewerb jedoch auf Rahmenbedingungen\r\nangewiesen, die nicht das volle Risiko dieser\r\ngesamtgesellschaftlichen Aufgabe auf den Schultern der\r\nUnternehmen abladen. Der Industrieplan von Ursula von\r\nder Leyens „Green Deal“ strebt eine sinnvolle kontinentale\r\nEigenversorgungsquote im Bereich der Netto-Null-Technologien\r\ni. H. von 40 Prozent an. Mit dieser Zielsetzung sollte\r\neine europäische Solarproduktion entlang der gesamten\r\nWertschöpfungskette nebst dem Erhalt der eigenen PV-Innovationsfähigkeit\r\nfür eine solartechnische Grundversorgung\r\nsichergestellt werden. Diese „Resilienz“ hat einen\r\nhohen gesellschaftlichen Nutzen, aber auch einen Preis.\r\nNoch verfügt Europa über einen hinreichenden Nährboden\r\nund geeignete Standortbedingungen für eine Wiederansiedlung\r\nund Skalierung der Solarindustrie.\r\nDer Bundesverband Solarwirtschaft empfiehlt deshalb die\r\nSchaffung einer attraktiven Förderkulisse in der EU und an\r\ndeutschen Standorten, die Unterstützung von Unternehmen\r\nbei der Diversifizierung ihrer Lieferketten durch kluge\r\nKooperationen mit handlungsstarken Partnern aus anderen\r\nStaaten und der Privatwirtschaft sowie die Bindung\r\njunger Forscher:innen durch eine verlässliche, hinreichend\r\nfinanziell ausgestattete und praxisnahe Forschungslandschaft,\r\nz. B. durch Pilotlinien im PV-Maschinenbau.\r\nZölle und marktweite Handelsbarrieren sind hingegen abzulehnen.\r\nSie würden das gewachsene PV-Ökosystem in\r\nDeutschland gefährden, die Energiewende insgesamt verteuern\r\nund den Zugang deutscher Stromkunden zu preiswertem\r\nSolarstrom erschweren. Sowohl der PV-Zubau zur\r\nkostengünstigen Erreichung von Klima-Zielen, als auch die\r\nstrategische Souveränität sind gleichermaßen unverzichtbare\r\nSäulen der Energiewende. Durch eine ausgewogene\r\nAusgestaltung industriepolitischer Programme, aktuell\r\nvor allem der europäischen Netto-Null-Gesetzgebung in\r\nVerbindung mit der Nutzung beihilferechtlicher Flexibilitäten,\r\nlassen sich beide Ziele in Einklang bringen. Durch\r\neine Kombination von limitierten Resilienz-Auktionen im\r\nEEG mit einer klugen OPEX- & CAPEX-Unterstützung ohne\r\nbürokratische Überfrachtung kann eine Überbrückung der\r\nHochlaufphase europäischer Giga-Fabriken zu einer internationalen\r\nWettbewerbsfähigkeit gelingen.\r\n10. Renaissance der Solarindustrie\r\nin Europa ermöglichen\r\nRückfragen:\r\nBundesverband Solarwirtschaft e. V.\r\nEingetragen im Lobbyregister\r\ndes Bundestages: R002438\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-12-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0005647","regulatoryProjectTitle":"Umsetzung Netzbeschleunigungsmaßnahmen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b2/5d/312125/Stellungnahme-Gutachten-SG2406250004.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nStellungnahme des BSW – Bundesverbandes Solarwirtschaft zum Arbeitsent-wurf des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz zu Netzanschluss Regelungen vom 06.05.2024\r\nNetzanschlussbeschleunigung durch universelle Fristen, unverbindliche Netzanschlussauskunft und Reservierung von Netzanschlusskapazitäten\r\nDas Referats IIIC3 des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) hat ein Arbeitsentwurf zur Umsetzung von verbindlichen Rückmeldefristen im Netzanschlussverfahren, der unverbindlichen Netzanschlussauskunft und des Kapazitätsreservierungsmechanismus in die Verbändeanhörung gegeben. Der Bundesverband Solarwirtschaft e.V. begrüßt den Regelungsentwurf und bedankt sich für die Mög-lichkeit zur Stellungnahme. Die vorgeschlagenen Regelungen werden dringend benötigt, um eine Be-schleunigung des Netzanschlussprozess zu realisieren und damit die angestrebten Ausbauziele zu ver-wirklichen. Das die im Rahmen des Beteiligungsverfahrens des Branchendialoges Beschleunigung von Netzanschlüssen erarbeiteten Rückmeldungen an vielen Stellen schon aufgenommen wurden, wird eben-falls positiv bewertet.\r\nDer BSW möchte im Rahmen dieser Stellungnahme auf zwei Themen vertieft eingehen und verweist dar-über hinaus auf die gemeinsame Stellungnahme des Bundesverbands Erneuerbare Energien e.V. (BEE-Stellungnahme zu den Regelungsentwürfen aus Abteilung III des BMWK zur Beschleunigung von Netzan-schlüssen vom 22.05.2024).\r\nEinführung der Reservierungsmechanismen und der unverbindlichen Netzan-schlussauskunft beschleunigen\r\nDer Entwurf sieht die Einführung eines Reservierungsmechanismus für Netzanschlusskapazitäten vor mit dem sichergestellt werden soll, dass Netzanschlusskapazitäten nur für Projekte reserviert werden, die eine hohe Realisierungschance haben. Die Reservierungsmöglichkeit ist dabei befristet und kann unter be-stimmten Bedingungen (insbesondere Nachweis Projektfortschritt) verlängert werden. Zudem soll die Möglichkeit einer unverbindlichen Auskunft über freie Netzanschlusskapazitäten (Netztransparenz) einge-führt werden. Beide Maßnahmen können ein wesentlicher Beitrag für eine bessere und schnellere Nut-zung noch freier Anschlusskapazitäten sorgen, sofern der in der BEE-Stellungnahme aufgezeigte Nach-besserungsbedarf beachtet wird.\r\n2\r\nEin wesentlicher Faktor für den Erfolg dieser Instrumente zum Erreichen der Ausbauziele des EEG bis 2030 ist jedoch, dass die Instrumente zügig in der Praxis genutzt werden können. Die im Arbeitsentwurf gemachten zeitlichen Vorgaben sehen für die Einführung der Reservierungsmechanismen jedoch eine bis zu dreijähriger Frist zur Umsetzung vor. Eine kurzfristige Beschleunigung und die Schaffung von Pla-nungssicherheit ist damit für die Projekte zum Erreichen der 2030er Ziele beim Ausbau der Erneuerbaren Energien kaum möglich. Denn diese Instrumente setzen zeitlich am Anfang der Projektplanung an.\r\nDem BSW ist bewusst, dass die Umsetzung der digitalen Prozesse bei einigen Netzbetreibern zu zeitin-tensiven Prozessen führen kann. Dies gilt jedoch nicht für die Reservierungsmechanismen, die schnellst-möglich umgesetzt werden sollten, um noch in den 2020er Jahren eine Wirkung erzielen zu können. Mit Blick auf die bereits existierenden Netztransparenzplattformen einiger Netzbetreiber sollte aber auch bei der unverbindlichen Netzanschlussauskunft eine zügige Umsetzung erfolgen.\r\nFristen für Netzbetreiber verpflichtend und praktikabel ausgestalten\r\nKlare Fristen bei der Bearbeitung von Anträgen durch die Netzbetreiber sind aus Sicht der Planungssi-cherheit von hoher Bedeutung. Fristen müssen jedoch auch durchgesetzt werden können und deshalb mit entsprechenden Pönalen versehen werden.\r\nDer vorliegende Entwurf sieht vor, dass die Bundesnetzagentur mit einer Ergänzung in § 21a Absatz 3 Satz 3 Nummer 5 des Energiewirtschaftsgesetzes die Möglichkeit gegeben wird, im Rahmen der Anreiz-regulierung Abschläge für Netzbetreiber vorzusehen, wenn diese sich nicht an Bearbeitungsfristen halten. Die Regelung ist im Grundsatz zu begrüßen, sollte aber praxistauglich ausgestaltet werden. So sollten Vergehen anstelle der aktuellen „kann“-Regelung verpflichtend geahndet werden müssen, um für den Netzbetreiber auch in der Praxis verpflichtende Sanktionen einzuführen. Zusätzlich sollte eine leicht zu-gängliche, transparente und schnelle Beschwerdestelle eingerichtet werden, bei der Antragssteller Frist-überschreitungen direkt melden können. Die bisherigen Kommunikationsprozesse mit der BNetzA bilden dies bisher nicht ausreichend ab.\r\nIm Rahmen der Anreizregulierung der Netzbetreiber ist es zudem entscheidend, dass darauf geachtet wird, dass die vorgeschlagene Sanktionsregelung in § 21a Absatz 3 Satz 3 Nummer 5 für alle Netzbetrei-ber durchgesetzt wird, unabhängig von deren Kundenzahl.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"- 1 -\r\nBundesministerium für Wirtschaft und Energie\r\n\r\nReferat IIIC8 – Digitalisierung der Energiewende,\r\nGeschäf tsstelle Technische Standards, Ausschuss Gateway-Standardisierung (GSGwS)\r\nBundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI)\r\n\r\nReferatsleiter Cyber-Sicherheit für die Digitalisierung der Energiewirtschaf t\r\n11.10.2024\r\nAnlagensteuerung über iMSys JETZT umsetzen, keine Verzögerungen durch verfrühte Weiterentwicklungen\r\n– Vereinfachungen statt noch mehr Komplexität gekoppelt mit Massenzertifizierung von\r\nEndgeräten\r\nSehr geehrte ...\r\nseit vielen Jahren beteiligen sich die unterzeichnenden Verbände am Branchendialog zur Standardisierung\r\ndes intelligenten Messsystems, insbesondere bzgl. der Anlagensteuerung über das Smart Meter Gateway.\r\nDie Digitalisierung der Energiewende stellt einen wesentlichen Schritt für eine langfristig sichere und klimaneutrale\r\nEnergieversorgung dar und wird von allen Herstellerf irmen unterstützt. Schon heute nutzen und\r\nentwickeln unsere Hersteller Technologien, um Anlagen und Gebäude sicher und eff izient in das Energiesystem\r\neinzubinden und den stetig steigenden Anforderungen an die IT-Sicherheit nachzukommen.\r\nUm auch zukünf tig innovative Konzepte zu entwickeln, braucht es allerdings die passenden Rahmenbedingungen.\r\nBei der Weiterentwicklung dieser Rahmensetzung haben sich die nationalen und internationalen\r\nNormungsgremien bewährt, an denen alle relevanten Stakeholder zur Digitalisierung der Energiewende\r\nbeteiligt sind und aktiv mitwirken. Der sichere Betrieb von Kundenanlagen - als Kundenanlage sind hier\r\nsämtliche Varianten der steuerbaren Verbrauchseinrichtungen wie Wallboxen, Wärmepumpen, PV-Wechselrichter,\r\netc. zu verstehen - sollte so weit wie möglich auf Basis von internationalen, mindestens aber europäischen\r\nSicherheitsnormen erfolgen, denn die Industrieunternehmen arbeiten im und für den internationalen\r\nMarkt. Deutsche Sonderlösungen wie der gewählte Ansatz des SMGW bedeuten immer Mehrauf -\r\nwand, den letztlich die deutschen Verbraucher bezahlen müssen. Dies haben wir bei vielen Gelegenheiten\r\nimmer wieder ausführlich dargelegt.\r\nDurch die Festlegung der BK6 zur Steuerbarkeit von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen auf Grundlage\r\ndes §14a EnWG im letzten Jahr und die darin enthaltene Umsetzungsf rist zum 01.01.2024 wurde der\r\nMarkt erneut verunsichert, da die steuerbaren Verbraucheinrichtungen so installiert werden müssen, dass\r\neine Steuerung durch die Netzbetreiber möglich wird, obwohl die regulatorischen Rahmenbedingungen\r\nnoch nicht finalisiert waren. Mittlerweile hat sich eine umsetzbare Möglichkeit herauskristallisiert, die eine\r\nSteuerung über vom Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) zertif izierte Steuerboxen\r\nzwischen dem SMGW und der Kundenanlage ermöglicht. Die Anwendung dieser Festlegung ist zwar umständlich,\r\ndennoch hat sich die Branche auf diesen Weg eingestellt. Immerhin bietet sie einen klaren Verantwortungsübergang\r\nzwischen der Kundenanlage und dem öf fentlichen Stromnetz.\r\n- 2 -\r\nIn dieser Situation wurde am 30.08.2024 ein Impulspapier vorgestellt, welches nicht die noch offenen Problemstellungen\r\nder adressiert, sondern einen nicht ausgereif ten Vorschlag für die Weiterentwicklung der\r\nSteuerfunktion im Smart-Meter Gateway selbst vorstellt, verbunden mit einer BSI-Zertifizierung der Endgeräte\r\nin der Kundenanlage! Die Zahl der zu zertif izierenden Geräte würde auf Grund der Endgerätevielfalt in\r\nDeutschland extrem hoch und die Verfügbarkeit der Geräte auf Grund der Zertif izierungsdauer stark einschränken.\r\nDas Ziel einer schnellen, sicheren und digitalen Energiewende würde so in Gefahr geraten oder zumindest\r\nstark verzögert werden.\r\nWir brauchen einen klaren Verantwortungsübergang über eine standardisierte, verlässliche, interoperable\r\nund sichere digitale Steuerungsschnittstelle zwischen der Kundenanlage (Liegenschaft) und dem öf fentlichen\r\nStromnetz! Deren Definition muss in der Hand der offiziellen Standardisierungsgremien auf Basis internationaler\r\nNormen liegen.\r\nWir appellieren daher, die aktuelle Lösung zur netzorientierten Steuerung von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen\r\nauf Basis der vorliegenden Richtlinien prioritär umzusetzen, die sich aus den Praxiserfahrungen\r\nergebenden Problemstellungen priorisiert anzugehen und zu lösen. Das Smart-Meter-Gateway muss aus\r\nsich heraus alle notwendigen Sicherheitsstandards mitbringen. Nur so kann eine schnelle, sichere, praktikable,\r\nkostengünstige und am Markt und bei den Kunden akzeptierte Digitalisierung im Energiesektor gelingen.\r\nVon Seiten der Verbände lehnen wir daher das Impulspapier „Steuerung mit Nachweisführung im\r\nSmart-Meter-Gateway“ in Gänze ab. Des Weiteren fordern wir das BSI auf, schnellstmöglich daran\r\nzu arbeiten, das Vertrauen der Wirtschaft, Industrie und der Kunden in das SMGW zurückzugewinnen\r\nund ein System zu implementieren, das den Namen einer sicheren, zentralen Kommunikationseinheit\r\nwirklich verdient.\r\nMit f reundlichen Grüßen\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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In der Umsetzung sind nun alle Seiten gefragt: Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber, Normungsgremien und Regulierungsbehörden sowie Anlagenhersteller und Verbände.\r\nDas bevorstehende Forum Systemstabilität möchten wir daher zum Anlass nehmen, uns gemeinsam als Verbände der Netznutzerseite an Sie zu wenden.\r\nDie Anforderungen, die sich aus den Prozessen der Roadmap ergeben, haben direkte Auswirkungen auf Geschäftsmodelle, Steuerung und Marktintegration von Netznutzern wie Wärmepumpen, PV-, Windkraft-, Biogas- oder Biomasseanlagen, Batteriespeicher sowie Ladestationen für Elektrofahrzeuge. Aus den Prozessbeschreibungen ist jedoch nicht immer ersichtlich, welcher Umfang bearbeitet wird und in welcher zeitlichen Perspektive sich konkrete Vorgaben ergeben können, insbesondere hinsichtlich eines geplanten Kohleausstiegs bis 2030 sowie der Implementierung eines geringstmöglichen Anteils fossiler Energieträger. Eine fundierte Beteiligung und Einschätzung werden dadurch erschwert.\r\nUmso wichtiger ist es aus Sicht der unterzeichnenden Verbände, einen transparenten Austausch etwa durch die Einrichtung eines kontinuierlichen Monitorings sowie die regelmäßige Veröffentlichung von Zwischenergebnissen zu erhöhen. So können praktische Gegebenheiten im Markt auf Netznutzerseite\r\nSeite 2 von 3\r\nsowie Produkteigenschaften und Zeithorizonte der Branchen ausreichend berücksichtigt und ein harmonisches Vorgehen sichergestellt werden. Gleichzeitig sollten aktuelle technische Entwicklungen stetig hinterfragt und in Prozesse integriert werden.\r\nWir teilen das grundlegende Ziel einer sehr hohen Systemsicherheit bei gleichzeitig niedrigen Kosten. Daher sollten marktliche Anreize für eine systemdienliche Integration von EE-Anlagen und eine flexible Netznutzung vorrangig gestärkt werden. Eine übermäßige regulatorische Steuerung durch Mindestanforderungen, die die Produkte signifikant verteuern, droht hingegen Innovationen auszubremsen und die Energiewende zu verteuern.\r\nDas Stromnetz, der Strommarkt sowie der Absatzmarkt für Hersteller sind stark europäisch geprägt. Unsere Mitglieder entwickeln daher keine spezifischen Lösungen nur für Deutschland, sondern müssen international wettbewerbsfähige Produkte anbieten. Als marktaktive Unternehmen orientieren sie sich an globalen Rahmenbedingungen, technologischen Entwicklungen und wirtschaftlichen Anreizen. National abweichende Vorgaben können daher notwendigen Technologieausbau hemmen.\r\nIn diesem Zusammenhang möchten wir unsere Bereitschaft zur aktiven Mitwirkung am Gesamtprozess betonen und stehen für einen konstruktiven Dialog jederzeit zur Verfügung."},"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":"2025-02-17"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0005658","regulatoryProjectTitle":"Entbürokratisierung und Vereinfachung des Stromsteuerrechts ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c2/48/312127/Stellungnahme-Gutachten-SG2406240179.pdf","pdfPageCount":9,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nStand 29.04.2024\r\nStellungnahme des BSW – Bundesverbandes Solarwirtschaft e. V. zum\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energie-steuerrecht (Referentenentwurf vom 08.04.2024)\r\nInhalt\r\n1. Vorwort und Zusammenfassung ............................................................................................................ 2\r\n2. Verklammerung am Standort auf die Immobilie beziehen .............................................................. 2\r\n3. Entbürokratisierung muss konsequent weitergedacht und umgesetzt werden ........................... 3\r\n3.1 Anwendungserleichterung für Volleinspeise-Anlagen ....................................... 4\r\n3.2 Einspeisesituation mit Querlieferungen (Pooling-Parks) ................................... 5\r\n4. Gleichlauf von materieller Steuerpflicht und Meldepflichten ........................................................... 6\r\n5. Insbesondere: Entfallen der 1 MW Schwelle ........................................................................................ 6\r\n6. Stromsteuerbefreiung bei Lieferung über Dritte .................................................................................7\r\n7. Pauschalierung zum Netzbezug praxistauglich machen ...................................................................7\r\n8. Ergänzende Klarstellungen zu Stromspeichern .................................................................................. 8\r\n8.1 Abgrenzung befreiter Strommengen praktikabel regeln ......................................... 8\r\n8.2 Gleichlauf der Befreiungen mit dem Energiewirtschaftsrecht ................................ 8\r\n9. Ausweitung der 2 MW Grenze für Contractingfälle ........................................................................... 8\r\n10. Vollzug vereinfachen und praktikabel digitalisieren ......................................................................... 9\r\n2\r\n1. Vorwort und Zusammenfassung\r\nAls Interessenvertretung der Solartechnik- und Solarspeicher-Branche mit ihren über 100.000 Be-schäftigten in Deutschland begrüßt der Bundesverband Solarwirtschaft, die Initiative des Bundesmi-nisteriums der Finanzen, die Strom- und Energiesteuer zu modernisieren und zu entbürokratisieren. Der vorliegende Referentenentwurf bringt wichtige Klarstellungen und deutliche Vereinfachungen. Für die Betreiber wichtiger Anlagensegmente Im Bereich der Photovoltaik verbleiben aber bürokrati-sche Hürden, die im weiteren Gesetzgebungsverlauf ebenfalls aufgegriffen werden sollten, um eine echte Entbürokratisierung bei der praktischen Durchführung der Besteuerung in allen Anwendungs-feldern zu erreichen.\r\nDie Novelle der Stromsteuer nimmt zum Teil deutliche Veränderungen am Verfahren der Erfassung und Erhebung vor und enthält zahlreiche Verordnungsermächtigungen. Mit dieser Stellungnahme nehmen wir deshalb eine erste Einschätzung und Bewertung vor und geben Hinweise für aus unse-rer Sicht notwendige Ergänzungen. Unsere Analyse werden wir im weiteren Verlauf des Gesetzge-bungsverfahrens noch vertiefen und unsere Vorschläge konkretisieren.\r\nFestzustellen ist, dass im Entwurf bereits erhebliche Anstrengungen unternommen werden, Erfas-sung und Vollzug der Stromsteuer von unnötiger Bürokratie zu entlasten und Anwendungsfälle zu reduzieren, bei denen bisher aufwändige Ermittlungen und Meldungen durchzuführen waren, ohne dass steuerliche Erlöse entstanden wären. Die meisten Betreiber kleiner Anlagen werden künftig stromsteuerlich weder Erlaubnisse beantragen noch Strommengen melden müssen.\r\nDas Ziel, solche Sachverhalte zu minimieren könnte an mehreren Stellen noch erweitert und konse-quenter umgesetzt werden. Erkennbar ist das intensive Bemühen um Entbürokratisierung und Ver-einfachung insbesondere im Bereich der Stromweitergabe aus Erneuerbaren Energien innerhalb von Kundenanlagen und bei der Klarstellung und Zuordnung von Rollen als Versorger oder Letztver-braucher bezüglich des Betriebs von Ladepunkten und Speichern.\r\nAuch dass die Erklärungsfristen künftig nicht mit spezifischen Terminen enden, sondern den steuer-rechtlichen Festsetzungsfristen folgen, ist zu begrüßen. Wie bei diesen Fristen sollte Einheitlichkeit auch bei den Schwellen von Meldepflichten (schon ab 1 MW) mit der materiellen Befreiung (bis 2 MW) hergestellt werden und sich beides an der höheren Schwelle orientieren.\r\nInsgesamt sollte diese Gelegenheit genutzt werden, die vielen sinnvollen Ansätze im Gesetzentwurf zur Vereinfachung und Entbürokratisierung bei der Stromsteuer konsequent zu Ende zu führen. Da-mit würde aus dem guten Entwurf ein großer Wurf.\r\n2. Verklammerung am Standort auf die Immobilie beziehen\r\nDer BSW begrüßt ausdrücklich den Wegfall der standortübergreifenden Verklammerung nach § 12b Abs. 2 StromStV und die damit verbundene Vereinheitlichung des Anlagenbegriffs als ein wichtiger Schritt. Der im Gesetz gewählte neue Bezugspunkt wirft jedoch neue Abgrenzungsprobleme auf, da die Grenzen zwischen Kundenanlagen und Arealnetzen gerade bei ausgedehnten Flächen mit diffe-renziertem Immobilienbestand (Industrie, Gewerbe, Wohnen), oft fließend sind.\r\n3\r\nNach der nunmehr vorgeschlagenen, vereinheitlichen Fassung des § 12b Abs. 1 StromStV-E soll die Verklammerung standortbezogen bewertet werden. Für Solaranlagen (nachfolgend auch als „PV-Anlagen“ bezeichnet) sollte hier weitergehend konkretisiert werden, wie sich eine etwaige Verklam-merung innerhalb von Kundenanlagen darstellt. Kundenanlagen können im Einzelfall eine nicht un-erhebliche räumliche Ausdehnung annehmen, sodass PV-Anlagen an Standorten innerhalb dersel-ben Kundenanlage eine voneinander unabhängige Fahrweise aufweisen können.\r\nDer BSW empfiehlt deshalb bei Photovoltaikanlagen auf Gebäuden als Standort die einzelne Immo-bilie als abgrenzbares Objekt zugrunde zu legen. Auch hier geht es neben der Gleichbehandlung bei der Nutzung von am Gebäude erzeugten Strom unterschiedlicher Anlagengrößen um die von der Bundesregierung gewollte möglichst weitgehende Nutzung der Gebäudeflächen für die Erzeu-gung von Strom aus Sonnenenergie. Die Schwelle von 2 MW sollte nicht dazu führen, dass bei meh-reren Gebäuden am Standort nicht mehr als diese Leistung installiert wird, wenn die Dach- und Ge-bäudeflächen größere Anlagen ermöglichen. Bei der Installation von Photovoltaikanlagen auf dafür geeigneten Immobilien sollte die verfügbare Fläche immer weitestgehend genutzt werden. Gerade bei mehreren Immobilien am selben Netzanschluss („Kundenanlage“) wäre die Schwelle von 2 MW aber häufig schon bei einer teilweisen Nutzung erreicht, was die Begrenzung der Anlagenleistung anreizt. Dieser Anreiz ist aber vom Gesetzgeber so nicht gewünscht.\r\nZur Vereinfachung der praktischen Anwendung und damit zur Eingrenzung des Bürokratieaufwands erscheint es bei Aufdach-PV-Anlagen zweckmäßig, die Verklammerungswirkung auf die spezifische Immobilie bzw. die zusammenhängende Dachfläche zu beschränken. Dadurch würde sichergestellt, dass nur Einheiten verklammert werden, deren Fahrweise aufgrund der spezifischen Ausrichtung und Verschattung der Anlage sowie der Nutzung des Stroms tatsächlich vergleichbar ist.\r\n➔ BSW-Vorschlag\r\nDazu schlagen wir folgende Ergänzung als § 12b Abs. 1a StromStV-E vor:\r\n„Bei Solaranlagen des zweiten Segments gemäß § 3 Nr. 41b EEG 2023 gilt § 12b Abs. 1 StromStV mit der Maßgabe, dass eine Zusammenfassung von Stromerzeugungseinheiten zu einer Anlage auf die einheitlich bebaute Dachfläche begrenzt bleibt“.\r\nDurch die Bezugnahme auf die Legaldefinition in § 3 Nr. 41b EEG 2023 wird sicher-gestellt, dass die Vereinfachungsregelung auf PV-Anlagen auf, an oder in einem Gebäude oder einer Lärmschutz-wand begrenzt bleibt. Durch den eindeutigen Objektbezug wird die Verklammerungsvorschrift so-wohl für Betreiber, als auch für die Zollverwaltung besser handhabbar. Dies dient der Rechtssicher-heit.\r\n3. Entbürokratisierung muss konsequent weitergedacht und um-gesetzt werden\r\nFür eine effektive Entbürokratisierung und eine Beschleunigung des Zubaus von Solaranlagen sind indes weitere Schritte notwendig, die in dem Referentenentwurf noch nicht hinreichend berücksich-tigt wurden. Um im Sinne der Photovoltaik-Strategie der Bundesregierung den Ausbau der\r\n4\r\nSolarenergie zu fördern, muss die Stromerzeugung durch Solarenergie sowohl in der Fläche, als auch auf Immobilien massiv ausgeweitet werden. Dazu kann die Entbürokratisierung im StromStG einen substanziellen Beitrag leisten. Während PV-Anlagen umsatzsteuerlich und ertragsteuerlich be-reits weitgehend privilegiert sind, verbleibt bei der Anwendung des StromStG bisher ein unverhält-nismäßig hoher Bürokratieaufwand.\r\n3.1 Anwendungserleichterung für Volleinspeise-Anlagen\r\nSolaranlagen, die den erzeugten Strom (netto) vollständig einspeisen, sind bereits heute über die Ausnahmeregelung hinsichtlich des Versorgerstatus gemäß § 1a Abs. 5 S. 1 StromStV begünstigt. Diese Begünstigung erscheint konsequent, da die Einspeisung des Stroms der Entnahme von Strom aus dem Netz (§ 5 Abs.1 StromStV) vorgelagert ist und dadurch stromsteuerliche Belange nicht be-einträchtigt sind. Die bloße Einspeisung führt nicht zur Steuerentstehung nach § 5 StromStG. Die Be-grenzung der Ausnahme nach § 1a Abs. 5 S.1 StromStV auf Anlagen bis zur Grenze von zwei Mega-watt (MW) Nennleistung erscheint überflüssig. Der Schwellenwert sollte daher ersatzlos gestrichen werden. Unabhängig von der Nennleistung besteht kein Anlass, Betreiber von Volleinspeiser-Anlage als (Voll)Versorger zu bewerten, da steuerliche Belange nicht gefährdet sind.\r\nParallel zur Ausnahme vom Versorgerstatus sollte eine Anwendungserleichterung für die Stromsteu-eranmeldung eingeführt werden. Derzeit sind Betreiber von PV-Anlagen in der Pflicht, jährlich zum 31.05. des Folgejahres den Eigenverbrauch der PV-Anlage (Wechselrichter; Kühlung, Trafo etc.) zur Steuer anzumelden, obgleich die entsprechenden Mengen in der Regel vollständig über § 12c StromStV entlastungsfähig sind. Dieses Verfahren führt zu einem erheblichen Bürokratieaufwand, da Betreiber in der Pflicht sind, den Eigenverbrauch der PV-Anlage korrekt abzugrenzen. Dies ist aber messtechnisch oft nicht möglich, sodass mit Schätzungen bzw. Annäherungen gearbeitet wird. Die-ser zusätzliche Aufwand führt aber nicht zu zusätzlichen Steuereinnahmen, da die ggf. als steuer-pflichtig deklarierte Strommenge in der Regel eins zu eins durch die Entlastung nach § 12c StromStV wieder vergütet wird.\r\nDieser bürokratische Mehraufwand kann durch eine Ausnahme von der Pflicht zur Steueranmeldung für Volleinspeise-Anlagen effektiv vermieden werden. Betreiber von Anlagen, die den erzeugten Strom (netto) vollständig einspeisen, sollten von der Pflicht zur jährlichen Stromsteueranmeldung nach § 8 StromStG ausgenommen werden. Dies entlastet zugleich die Zollverwaltung.\r\nDer gleiche Sachverhalt gilt entsprechend bei Solar-, Wind- und Batterieparks an größeren und ge-mischten Standorten, die ausschließlich zur Stromerzeugung, Stromspeicherung und Stromeinspei-sung betrieben werden. An solchen Standorten findet in der Regel kein stromsteuerpflichtiger Ver-brauch des Solar- und Windstroms statt.\r\nIn der Verordnung oder einer ergänzenden Verwaltungsanweisung könnte einheitlich festgelegt werden, unter welchen Voraussetzungen und bei welchen konkreten Gegebenheiten – beispiels-weise in Form einer Positiv- oder Ausschlussliste – von einem reinen Erzeugungspark (Volleinspeise-park) auszugehen ist. Dies würde die Betreiber und die Zollverwaltung von aufwändigen Ermittlun-gen und Berechnungen sowie Schätzungen in jedem Einzelfall entlasten und das Ziel der Entbüro-kratisierung konsequent zu Ende führen.\r\n5\r\n3.2 Einspeisesituation mit Querlieferungen (Pooling-Parks)\r\nProblematisch bleiben die Stromsteuerbefreiungstatbestände für erneuerbare Parks in denen meh-rere Anlagen von verschiedenen juristischen Personen betrieben werden, welche die Infrastruktur des erneuerbaren Parks gemeinsam nutzen (meist über eine gemeinsame Infrastrukturgesellschaft), alle Anlagen am gleichen Netzverknüpfungspunkt angebunden sind und die Betreiber gemeinsam gegenüber dem Netzbetreiber abrechnen.\r\nDer Bundesverband Erneuerbare Energien hat dies in seiner Stellungnahme anhand von Windparks wie folgt näher erläutert, bezieht sich aber auch auf andere Technologien wie Photovoltaik sowie Mischparks mit Windenergie, Solaranlagen und Batteriespeichern.\r\nDiese Anlagen versorgen sich genau wie in jedem anderen Park in bestimmten Situationen mit Strom. Da hierbei aber nicht von einem „Selbstverbrauch“ gesprochen werden kann, würden diese Konstellationen nicht unter die Befreiung der Nummer 2 fallen.\r\nPraktisch bedeutet dies, dass die Anlagenbetreiber, den untereinander gelieferten Strom gegenüber dem Hauptzollamt als stromsteuerpflichtigen Strom melden müssten, um sich anschließend davon befreien zu lassen (ausgehend von der Annahme, diese Konstellation falle unter § 1a Absatz 7 StromStV). Der überwiegende Teil dieser Stromlieferungen dürfte nach § 9 Absatz 1 Nummer 2 von der Stromsteuer befreit sein. Allein über die einzelnen Verbraucher der Windenergieanlage, z. B. Be-fahranlage oder Beleuchtung, wird aktuell immer wieder mit den Hauptzollämtern gestritten. Aber auch bei diesen Strommengen handelt es sich praktisch um minimale Verbräuche bzw. dienen diese zumindest mittelbar der Sicherstellung der Betriebsbereitschaft der Anlagen.\r\nAuch bezüglich der Verantwortung der Infrastrukturgesellschaften ergeben sich in der Praxis grö-ßere Anwendungsprobleme und Verwaltungsaufwände: Es dürften Infrastruktur-/UW-Gesellschaften häufig gemäß § 1a Absatz 1a StromStV für den Bezugsstrom aus dem Netz nicht mehr als Versorger gelten. Insoweit gelten dann auch die „nachgelagerten“ WEA-Betreiber als Letztverbraucher, § 1a Absatz 4 Nr. 2 StromStV. Das bedeutet, dass für den Strombezug aus dem Netz auch in solchen Konstellationen allein der externe Stromlieferant „stromsteuerrechtlich zuständig“ bleibt. Er hat den Strom dann grundsätzlich versteuert zu liefern. Dies ändert aber ausdrücklich nichts an der Möglich-keit der WEA-Betreiber, für den Bezugsstrom Entlastungsanträge nach § 12a StromStV zu stellen (§ 1a Absatz 1a Satz 3 StromStV), da der Strom hier wiederum zur Stromerzeugung eingesetzt wird.\r\nIn der Konstellation der Pooling-Windparks besteht daher ein hoher Verwaltungsaufwand für die Hauptzollämter und die Betreiber, ohne dass die Hauptzollämter merklich Stromsteuer generieren würden. Diese Situation ist unbefriedigend. Es wäre daher sinnvoll, diese Konstellationen auch unter Nummer 2 zu definieren. Dies ist möglich, indem man folgende Ergänzung in den Gesetzestext auf-nimmt:\r\n„Strom, der in Anlagen mit einer elektrischen Nennleistung von mehr als zwei Megawatt aus erneu-erbaren Energieträgern erzeugt und\r\na. vom Betreiber der Anlage am Ort der Erzeugung zum Selbstverbrauch,\r\n6\r\nb. in anderen Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern mit elektrischer Nennleistung von mehr als zwei Megawatt, die über denselben Verknüpfungspunkt mit dem Netz verbunden sind,\r\nc. von Neben- und Hilfsanlagen der Anlage oder anderer Anlagen zur Stromerzeugung mit einer elektrischen Nennleistung von mehr als zwei Megawatt aus erneuerbaren Energieträ-gern, die über denselben Verknüpfungspunkt mit dem Netz verbunden sind, entnommen wird.“\r\nDie Erweiterung der Ausnahme der Befreiung von der Stromsteuerpflicht beim „Kraftwerkseigenver-brauch“ auf den beschriebenen Erzeugungssachverhalt würde an die Grundsätze des Stromsteuer-rechts anknüpfen und dürfte daher auch aus europarechtlicher Beihilfesicht unproblematisch sein.\r\n4. Gleichlauf von materieller Steuerpflicht und Meldepflichten\r\nGenerell sollten Anzeige- und Meldepflichten wie im Steuerrecht zumeist üblich, keine steuerbefrei-ten Sachverhalte umfassen, sondern erst dort ansetzen, wo auch von einer Steuerzahlung auszuge-hen ist. Über die durch das EEG und weiteres Energiewirtschaftsrecht vorgegebenen Anmeldepflich-ten für die Anlagen (u. a. Marktstammdatenregister) und die Zugänglichkeit der Daten für die Zoll-verwaltung bestehen ausreichend Kontrollmöglichkeiten, die somit im Ergebnis doppelte Bürokratie-pflichten nicht nur unverhältnismäßig, sondern auch entbehrlich machen.\r\nSo sollte die Erlaubnispflicht für die Lieferung von steuerbefreitem Strom bei Anlagen zwischen 1 bis 2 MW schlicht entfallen. Die Kontrolle einer Lieferung, die von der Steuer befreit ist, erscheint über-flüssig, zumal sich der Sacherhalt bei Anlagen bis 1 MW nicht von Anlagen über 1 bis 2 MW unter-scheidet.\r\n5. Insbesondere: Entfallen der 1 MW Schwelle\r\nWeiterhin findet sich im Gesetz neben der Schwelle von 2 MW für die materielle Befreiung (§ 9 StromStG eine Schwelle von 1 MW für bestimmte Meldepflichten (§10 StromStG). Damit entscheidet nicht die Schwelle der Steuerbefreiung darüber, ob ich von Bürokratie betroffen bin, sondern bereits die niedrigere 1-MW-Schwelle.\r\nDabei entstehen zwischen 1 und 2 MW materiell gar keine Folgepflichten, wenn der Betreiber die Er-laubnis für den steuerfreien Selbstverbrauch bzw. die steuerfreie Drittbelieferung eingeholt hat. Ver-säumt er dies, muss er den Strom versteuern und Erstattung beantragen – was in Fällen der Nicht-kenntnis zu rechtlichen Komplikationen führt die eigentlich überflüssig sind.\r\nEine Differenzierung der Meldepflichten bei Anlagen größer 1 MW bis 2 MW ist deshalb aus Sicht des BSW nicht sinnvoll und auch nicht nachvollziehbar, insbesondere bei den stromsteuerlichen Sachverhalten, bei denen im Ergebnis keine Stromsteuer anfällt. Der BSW plädiert deshalb dafür, die 1-MW-Schwelle zumindest hierfür entfallen zu lassen und stromsteuerliche Anmelde- und Melde-pflichten grundsätzlich frühestens bei Überschreiten der 2-MW-Schwelle (bzw. bei einer Anhebung siehe Punkt 9 auf die dann zutreffende Schwelle) anzuheben.\r\n7\r\n➔ BSW-Vorschlag\r\nStreichung der Nummer 3 in §9 Abs. (4) StromStG:\r\n§ 9 Abs. 4:\r\n(4) Der Erlaubnis bedarf, wer\r\n1. nach Absatz 1 Nummer 1 bis 2 von der Steuer befreiten Strom entnehmen will,\r\n2. nach Absatz 2 oder Absatz 3 begünstigten Strom entnehmen will oder\r\n3. von der Steuer befreiten Strom nach Absatz 1 Nummer 3 Buchstabe b an Letztverbraucher leisten will.\r\nDie Erlaubnis wird auf Antrag unter Widerrufsvorbehalt Personen erteilt, gegen deren steuerliche Zu-verlässigkeit keine Bedenken bestehen. Sie ist zu widerrufen, wenn die Voraussetzung nach Satz 2 nicht mehr erfüllt ist.\r\n6. Stromsteuerbefreiung bei Lieferung über Dritte\r\nLieferungen innerhalb der Kundenanlage sind von der Stromsteuer befreit. Dies ist bisher beschränkt auf die Abwicklung durch den Anlagenbetreiber. In der Praxis werden aus Gründen der sinnvollen Abwicklung häufig Dienstleister beauftragt und insbesondere bei den energiewirtschaftlich eher an-spruchsvollen Mieterstromkonzepten ist dies für einen Anlagenbetreiber aus praktischen und rechtli-chen Gründen häufig nicht anders möglich. Sobald ein Dienstleister involviert ist, greift jedoch die Steuerbefreiung nicht mehr, obwohl es sich um denselben Sachverhalt handelt. Hier wird Gleiches ungleich behandelt. Zwar wird in der Praxis versucht, dies durch Einschränkung der Aufgaben des Dienstleisters oder Verpachtung der Anlage an den Dienstleister zu lösen, doch sind diese hilfswei-sen Lösungsansätze ebenfalls wenig praktikabel und erzeugen neue rechtliche Fragen und Prob-leme. Lieferkettenmodelle innerhalb der Kundenanlage sollten deshalb wie eine einfache Lieferung in der Kundenanlage behandelt werden.\r\n➔ BSW-Vorschlag\r\nVor diesem Hintergrund sollte folgender § 9 Absatz 1 Nummer 3 c) neu in das Stromsteuergesetz aufgenommen werden:\r\n„durch einen Dritten innerhalb einer Kundenanlage ohne Netzdurchleitung an Letztverbraucher ge-leistet wird, die den Strom im räumlichen Zusammenhang zu der Anlage entnehmen“\r\n7. Pauschalierung zum Netzbezug praxistauglich machen\r\nDie bereits vorhandene Vereinfachungsregelung in § 12a Abs. 3 StromStV lässt sich in der Praxis nicht gut umsetzen. Hier geht es um die Stromsteuerbefreiung für aus dem Netz bezogenen Strom zur Stromerzeugung. Damit diese Regelung ihre Wirkung entfalten kann, sollte klargestellt werden, welche Pauschale gilt, wenn der Betreiber ausschließlich seinen Netzbezugsstrom entlasten lassen möchte. Bislang geht die Regelung nach Auffassung der Zollverwaltung davon aus, dass sie sich auf\r\n8\r\nden gesamten Anlageneigenverbrauch bezieht, also sowohl den selbst erzeugten als auch auf den Netzbezug, weshalb die Pauschale nur dann genutzt werden darf, wenn der Anlageneigenver-brauch zuvor versteuert wird und hierfür nicht die Befreiung nach § 9 Abs. 1 Nr. 1 bzw. 3 StromStV genutzt wird. Gelöst werden könnte das, indem für den selbst erzeugten Anlagenverbrauch § 9 Abs. 1 Nr. 1 bzw. 3 zu nutzen wäre und für den aus dem Netz bezogenen Strom eine Pauschale nach § 9 Abs. 1 Nr. 2 (§ 12a StromStV).\r\n8. Ergänzende Klarstellungen zu Stromspeichern\r\n8.1 Abgrenzung befreiter Strommengen praktikabel regeln\r\n§ 5 Abs. 4 StromStG-E regelt die Besteuerung von gespeichertem Strom. Es sollte klargestellt wer-den, wie die Abgrenzung und Bilanzierung der Strommengen, die von der Befreiung der Strom-steuer erfasst werden, erfolgen soll. Ein bewährtes System findet sich in der Regelung des § 21 Abs. 4 EnFG, weshalb wir einen Verweis auf diese Regelung begrüßen würden.\r\nDieser Verweis könnte direkt im Gesetzeswortlaut als neuer Satz 4, oder auch in der Begründung zum Gesetzesentwurf erfolgen. Anbieten würde sich die Hinzufügung des Satzes (in der Begrün-dung auf S. 68 oder als § 5 Abs. 4 S. 4): „Hinsichtlich der Bilanzierung und Abgrenzung der Strom-mengen wird auf § 21 Abs. 4 EnFG verwiesen.“ Der sehr allgemeine Satz „Eine bilanzielle Betrach-tung der Strommengen in Bezug auf das jeweilige Veranlagungsjahr ist dabei zulässig.“ In der Be-gründung auf S. 68 könnte dafür nach unserer Auffassung gestrichen werden.\r\n8.2 Gleichlauf der Befreiungen mit dem Energiewirtschaftsrecht\r\nWir bitten um Klarstellung hinsichtlich der Bedeutung des § 5 Abs. 4 S. 4 StromStG. Sind damit auch Speicherverluste gemeint? Im § 21 EnFG und in § 118 Abs. 6 EnWG werden Speicherverluste auch von der Befreiung von Netzentgelten bzw. Umlagen erfasst. Im Stromsteuergesetz sollte zu diesen Regelungen unbedingt ein Gleichlauf erreicht werden, da sonst eine umständliche Bilanzierung droht.\r\n9. Ausweitung der 2 MW Grenze für Contractingfälle\r\nDie Begrenzung auf Anlagen bis zu einer elektrischen Nennleistung von zwei Megawatt gemäß § 9 Abs. 1 Nr. 3b) StromStG hat sich als Hemmschuh für den Ausbau von PV-Anlagen besonders bei Modellen der Stromweitergabe im räumlichen Zusammenhang zur Anlage („Contracting-Modell“) erwiesen und sollte daher angepasst werden.\r\nIn den vergangenen Jahren hat die Nennleistung pro Flächeneinheit bei PV-Modulen deutlich zuge-nommen. Auf modernen Gewerbeimmobilien werden PV-Anlagen projektiert und installiert, deren Nennleistung teilweise deutlich oberhalb des Schwellenwertes von 2 MW liegt bzw. liegen könnte. Diese – für die Nutzung der solaren Strahlungsenergie besonders attraktiven – großen Dachflächen können oftmals nicht von der Stromsteuerbefreiung gemäß § 9 Abs.1 Nr. 3b) im Contracting-Modell\r\n9\r\nprofitieren. In der Projektgestaltung werden daher häufig Anlagen gewählt, deren Nennleistung knapp unterhalb der Schwelle von 2 MW liegt, obwohl hierdurch die Dachfläche nicht vollständig ausgenutzt wird. Diese Beschränkung läuft dem weiteren Aus- und Aufbau von PV-Anlagen im Im-mobiliensektor zuwider und erscheint weder im Interesse der Energiewende, noch der Immobilie, die dezentral mit Strom aus der Solaranlage versorgt werden soll.\r\n➔ BSW-Vorschlag\r\nDie 2-MW-Schwelle sollte daher ein zeitgemäßes Update erfahren. Um der technologischen Ent-wicklung Rechnung zu tragen und den Ausbau der Solarenergie weiter aktiv zu fördern schlagen wir vor, die Schwellenwerte des § 9 Abs 1 Nr. 1 und Nr. 3 StromStG von 2 MW auf 3 MW elektrischer Nennleistung anzuheben. Die betroffenen Anlagen unterliegen auch weiterhin einer effektiven Steu-eraufsicht, da der Erlaubnisvorbehalt nach § 9 Abs. 4 StromStG fortbesteht.\r\n10. Vollzug vereinfachen und praktikabel digitalisieren\r\nNeben den rechtlichen Grundlagen durch Stromsteuergesetz und die daraus abgeleiteten Verord-nungen sollten Gesetzgeber und Finanzverwaltung die Gelegenheit nutzen, die Meldeprozesse und Datenverarbeitung praxisgerecht zu überarbeiten. Vorbild dabei könnten die benutzerfreundlichen Prozesse der Elektronischen Steuererklärung (ElStEr) sein.\r\nBisher brauchten selbst Anlagenbetreiber, die am Ende keine Stromsteuer zu zahlen hatten, häufig teure hochspezialisierte fachanwaltliche Beratung, um sicherzugehen,\r\nUnwissenheit, Unverständlichkeit und In führten zu nicht oder falsch abgegebenen Stromsteuermel-dungen und weder gewollten noch finanziell begründeten Konflikten mit Recht und Gesetz. Regeln und Verfahren müssen so gestaltet sein, dass ein sachkundiger Betroffener selbst in der Lage ist, seine Stromsteuer-Melde- und Steuerpflichten einzuschätzen und in gewöhnlichen Fällen notwen-dige Meldungen und Erklärungen selbst abzugeben. Selbst für Fachanwälte war dies bisher nur nach intensiver Einarbeitung und mit großem Aufwand möglich.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-04-29"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012424","regulatoryProjectTitle":"Sicherstellung von energiepolitischen Rahmenbedingungen zum Erreichen der PV-Ausbauziele der Bundesregierung im Rahmen der Wachstumsinitiative","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/23/47/359808/Stellungnahme-Gutachten-SG2409260053.pdf","pdfPageCount":9,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Bundesverband Solarwirtschaft e.V. (BSW-Solar), 03.09.2024\r\nKurzstellungnahme zu den angekündigten Photovoltaik-Maßnahmen in der Wachstumsinitiative der Bundesregierung\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1 Zusammenfassung .................................................................................................................................. 2\r\n2 BSW-Positionen zu den angekündigten Kurzfristmaßnahmen der Bundesregierung ......................... 3\r\n2.1 Zur Absenkung der Direktvermarktungsgrenze........................................................................... 3\r\n2.2 Zum Entfall der Förderung bei negativen Preisen ....................................................................... 5\r\n2.3 Zur Absenkung der Steuerbarkeitspflicht..................................................................................... 7\r\n3 Aus Sicht des BSW-Solar zusätzlich notwendige Maßnahmen ............................................................. 7\r\n1 Zusammenfassung\r\nDer starke Zubau der Photovoltaik der letzten Jahre ist ein großer Erfolg für die Energiewende. Um bei den Ausbauzielen weiterhin auf Zielkurs zu bleiben, bedarf es allerdings zusätzlicher Anstrengungen, damit die Ausbaudynamik erhöht und das notwendige jährliche Ausbauziel von 22 GW erreicht wird.\r\nDie Photovoltaik wird durch den erfolgreichen Zubau zukünftig immer häufiger zur tragenden Säule im Strommarkt. Damit wächst auch die Verantwortung für das Gesamtsystem, etwa durch systemdienliches Verhalten und eine noch weiter reichende Reaktion auf Marktsignale.\r\nSolange der Ausbau von Speichern und flexiblen Verbraucher noch nicht im gleichen Maß erfolgt wie der PV-Ausbau, werden insbesondere die dadurch immer häufiger auftretenden negativen Preise an den Strommärkten zur Herausforderung für das Fördersystem und die Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen. Um den PV-Ausbau auch in den nächsten Jahren sicherzustellen, werden daher Anpassungen am derzeitigen Fördersystem nötig. Für den Bundesverband Solarwirtschaft sind dabei folgende strategische Leitplanken und Prämissen zentral (siehe auch Hintergrund- und Strategiepapier):\r\n•\r\nGünstiger Solarstrom schafft Flexibilitätsanreiz: Potenzielle Photovoltaik-Überschussstrommengen müssen zunächst zur Verfügung stehen und ihren preissenkenden Effekt ausüben, damit, als Reaktion darauf, tragfähige Geschäftsmodelle für flexiblen Stromverbrauch und Stromspeicherkapazitäten zunehmen können.\r\n•\r\nNutzen vor Abregeln: Auch die wachsenden Strommengen aus den Erzeugungsgipfeln der PV-Anlagen werden künftig als ein wesentlicher Beitrag für die Dekarbonisierung der deutschen Energieversorgung benötigt. Statt einer Abregelung, die zudem die Wirtschaftlichkeit der Solaranlagen verschlechtert, sollte der Strom erzeugt und flexibel genutzt werden, z. B. durch Heim-, Gewerbe- und Großspeicher, durch Elektrofahrzeuge oder Wärmepumpen oder durch Elektrolyseure.\r\n•\r\nDynamik beim Ausbau von Speichern und Verbrauchsflexibilitäten entfesseln: Der Ausbau von Speichern und flexiblen Verbrauchern ist der zentrale Hebel, um den erzeugten PV-Strom bestmöglich zu nutzen und dem sinkenden Marktwert Solar und dadurch steigenden EEG-Kosten infolge eines temporären Stromüberangebots entgegenzuwirken.\r\n•\r\nSpeicher als zentrale Säule des Energiesystems: Photovoltaikanlagen und Batteriespeicher ergänzen sich in idealer Weise und können Solarstrom kontinuierlich und bedarfsgerecht zur Verfügung stellen.\r\nPrämissen für die Auswahl/Bewertung geeigneter Maßnahmen:\r\n•\r\nSicherstellen des PV-Zubaus durch hinreichend wirtschaftliche Geschäftsmodelle\r\n•\r\nPlanungssicherheit über Legislaturperioden hinaus sicherstellen\r\n•\r\nEinfache und massentaugliche Umsetzbarkeit von Lösungsansätzen\r\n•\r\nSenkung der Förderkosten\r\nIm Rahmen des Haushaltsbeschlusses hat die Bundesregierung mit der Wachstumsinitiative eine Reihe von umfassenden Veränderungen am Fördersystem für die Erneuerbaren Energien angekündigt. Der BSW-Solar begrüßt das klare Bekenntnis der Ampel-Koalition in der Wachstumsinitiative zu einem beschleunigten Ausbau der Erneuerbaren Energien sowie die geplanten Verbesserungen der Rahmenbedingungen für Speicher. Die angekündigten Kurzfristmaßnahmen stuft der BSW allerdings als kritisch und teils nicht zielführend ein und nimmt wie folgt Stellung:\r\n•\r\nAbsenkung der verpflichtenden Direktvermarktung auf 25 kWp: Einen Zwang zur Direktvermarktung für Anlagen über 25 kWp lehnt der BSW zum jetzigen Zeitpunkt ab. Sollte eine Absenkung der Direktvermarktungspflicht unter den derzeitigen unzureichenden Rahmenbedingungen erfolgen, könnte es zu einem massiven Einbruch des Marktsegments von 25–100 kWp kommen, da die Direktvermarktungskosten für diese Anlagen in den allermeisten Fällen höher liegen als die Erlöse des Stromverkaufs und sich damit zumeist kein Direktvermarkter für diese kleinen Strommengen finden lässt. Stattdessen sollten zunächst die Rahmenbedingungen geschaffen werden, um die Direktvermarktung auch für kleinere Anlagen zu ermöglichen und attraktiv zu machen.\r\n•\r\nEntfall der Förderung bei negativen Preisen: Eine stärkere Weiterreichung von Marktsignalen (bspw. negative Preise) ist nur unter der Bedingung zielführend, dass ein Kompensations-mechanismus eingeführt wird, der die Wirtschaftlichkeit aller Anlagen auf einfache und verständliche Weise sicherstellt und keine Investitionen hemmt.\r\n•\r\nAbsenkung der Steuerbarkeitspflicht: Eine Absenkung der Steuerungspflicht sollte erst Anwendung finden, sobald die dazu notwendige Technik vorhanden und in der Praxis erprobt ist. Es ist zudem zielführender, den Aufbau von Großspeichern zu entfesseln und den erzeugten Solarstrom zu nutzen, anstatt sich auf eine großflächige Abregelung von Kleinstanlagen zu fokussieren.\r\nIm Folgenden geht der BSW-Solar im Detail auf die vorgeschlagenen Maßnahmen der Bundesregierung ein.\r\n2 BSW-Positionen zu den angekündigten Kurzfristmaßnahmen der Bundesregierung\r\n2.1 Zur Absenkung der Direktvermarktungsgrenze\r\nVorschlag der Bundesregierung: Die Bundesregierung möchte die Direktvermarktungspflicht beginnend ab 2025 innerhalb von drei Jahren bis 2027 von 100 auf 25 kWp absenken (75, 50; 25 kWp). Gleichzeitig sollen bis 2026 Maßnahmen ergriffen werden, um die Direktvermarktung massentauglich zu machen.\r\nBSW-Position: Einen Zwang zur Direktvermarktung für Anlagen bereits oberhalb einer Leistungsklasse von lediglich 25 kWp lehnt der BSW zum jetzigen Zeitpunkt ab, da dies die Nachfrage in einem wichtigen Photovoltaik-Marktsegment ausbremsen würde. Stattdessen sollten zunächst die Rahmenbedingungen geschaffen werden, um die Direktvermarktung auch für kleinere Anlagen zu ermöglichen und attraktiv zu machen.\r\nMit der zukünftigen wachsenden Systemverantwortung auch von kleineren PV-Anlagen wird die Weiterreichung von Marktsignalen auch an kleinere und mittelgroße PV-Anlagen notwendig sein, unter anderem auch, um lokal verfügbare Flexibilitäten wie Batteriespeicher oder flexible Verbraucher wie Wärmepumpen und E-Mobilität zu einem systemdienlichen Verhalten anzureizen.\r\nDer BSW-Solar begrüßt daher ausdrücklich die Bemühungen der Bundesregierung, die (Marktkommu-nikations-)Prozesse zwischen Netzbetreibern und Direktvermarktern zu entbürokratisieren, zu digitalisieren und massengeschäftstauglich zu machen. Dadurch wird die Voraussetzung geschaffen, um die Direktvermarktung auch für kleinere PV-Anlagen zu ermöglichen und attraktiv zu machen. Zentral sind dabei u. a. eine frühzeitige Bereitstellung der Marktlokations-ID, eine einheitliche Anwendung der Marktkommunikationsprozesse durch die Verteilnetzbetreiber (VNB), um die Prozesskosten zu senken, sowie Optionen zur Pönalisierung der VNB, sofern diese die Marktkommunikations-Prozesse nicht beherrschen und Fristen nicht eingehalten werden.\r\nEinen Zwang zur Direktvermarktung für Anlagen über 25 kWp lehnt der BSW jedoch zum jetzigen Zeitpunkt ab. Für kleine PV-Anlagen mit geringen Einspeisemengen ist die Direktvermarktung aktuell i. d. R. nicht wirtschaftlich umsetzbar und würde zu deutlichen Mehrkosten führen, die von der Politik durch eine entsprechende Erhöhung der Managementprämie ausgeglichen werden müssten. Sollte eine Absenkung der Direktvermarktungspflicht unter den derzeitigen unzureichenden Rahmenbedingungen erfolgen, könnte es zu einem massiven Einbruch des Marktsegments von 25-100 kWp kommen, da die Direktvermarktungskosten für diese Anlagen in den allermeisten Fällen höher liegen als die Erlöse des Stromverkaufs und sich damit zumeist kein Direktvermarkter für diese kleinen Strommengen finden lässt.\r\nEine verpflichtende Absenkung der Schwelle zur Direktvermarktung zum jetzigen Zeitpunkt wäre daher nur durch eine umfassende Anpassung der Managementprämie denkbar, um die Wirtschaftlichkeit der Anlagen weiterhin sicherzustellen. Dies würde allerdings dem Ziel der EEG-Kostensenkung deutlich entgegenwirken.\r\nEine Absenkung des Schwellenwertes würde zudem Fehlanreize setzen, PV-Neuanlagen kleiner zu dimensionieren oder als Nulleinspeiseanlage in Betrieb zu nehmen. In den Vordergrund rückt damit, die Eigenversorgung zu optimieren, anstatt Anlagen systemdienlicher zu betreiben. Auch das würde die Ausbauzielen konterkarieren.\r\nDas Erreichen der gesetzlich verankerten EE-Ausbauziele wäre damit in Gefahr, da sich zur Zielerreichung gerade auch auf kleineren Gewerbedächern die jährlich zugebaute PV-Leistung bis 2026 nicht verringern darf, sondern in etwa verdoppeln muss.\r\nGegen einen Direktvermarktungszwang ab 25 kWp sprechen weitere gewichtige Argumente: Direktvermarktung führt nicht automatisch zu einem systemdienlichen Verhalten der Anlagenbetreiber, insbesondere wenn nicht zuvor das Direktvermarkterdilemma1 behoben wird und ohne entsprechende Marktsignale. Umgekehrt kann ein systemdienliches Verhalten auch ohne den Zwang zur Direktvermarktung angereizt werden. Der zusätzliche Aufwand der Direktvermarktung steht somit in keinem Verhältnis zum erhofften Nutzen. Eine marktdienliche Steuerung der Anlagen ist zudem wirtschaftlich nur über ein intelligentes Messsystem (iMSys) darstellbar. Die massenhafte Steuerbarkeit über iMSys wird jedoch frühestens Mitte 2026 erwartet und kommt somit deutlich später als die von der Bundesregierung geplante Absenkung der Direktvermarktungspflicht ab 2025. Weiterhin führt die Umstellung im Anlagensegment von 25–100 kWp von der Festvergütung insbesondere bei Teileinspeiseanlagen dazu, dass sie eine geringere Vergütung erhalten, da sie i. d. R. zu Zeiten mit niedrigen Strompreisen einspeisen und ihre Markterlöse damit häufig unter dem Marktwert Solar liegen.\r\nDirektvermarktung ist für einen Anlagenbetreiber nur in Verbindung mit einem Dienstleister möglich, der die dafür notwendigen Marktrollen einnimmt, die Anlage steuert und Vermarktungsrisiken managt. Dabei entstehen erhebliche Aufwände und Kosten, die den möglichen Erlös aus dem Stromverkauf weitgehend aufzehren oder sogar überschreiten. Auch deshalb gibt es derzeit kein allgemein verfügbares Angebot der Direktvermarktung kleiner Photovoltaikanlagen. Selbst bei Anlagen größer 100 Kilowatt, für die derzeit bereits eine Verpflichtung zur Direktvermarktung besteht, ist eine wirtschaftliche Direktvermarktung häufig kaum darstellbar. Ansätze zur Direktvermarktung bei kleinen Anlagen werden derzeit von einzelnen Akteuren als Aggregatoren vieler Anlagen in Verbindung mit zusätzlichen Geschäftsmodellen und Verdienstmöglichkeiten erprobt, wie beispielsweise der Reservevermarktung von Batteriespeichern oder in Verbindung mit der Stromlieferung oder dem Kauf von Anlagen bei demselben Dienstleister. Eine freie Wahl des Direktvermarkters ist auf dieser Basis absehbar nicht möglich oder wirtschaftlich darstellbar und die freie Wahl des Stromversorgers wäre dadurch ausgehebelt.\r\n2.2 Zum Entfall der Förderung bei negativen Preisen\r\nVorschlag der Bundesregierung: Die Bundesregierung plant grundlegende Änderungen an der Fördersystematik während Zeiten negativer Strompreise. So sollen zum einen alle Anlagen in der Direktvermarktung bereits ab 2025 ab der ersten Stunde mit negativen Preisen keine Förderung mehr erhalten (bisher 2027, vgl. § 51 Abs. 1 EEG). Zum anderen sollen nun erstmals im EEG auch Neuanlagen in der Festvergütung während negativer Strompreise keine Vergütung erhalten.\r\nBSW-Position: Eine stärkere Weiterreichung von Marktsignalen ist nur unter der Bedingung zielführend, dass ein Kompensationsmechanismus eingeführt wird, der die Wirtschaftlichkeit der Anlagen hinreichend und in verständlicher Form gewährleistet. Andernfalls wird diese Maßnahme die Rentabilität von PV-\r\n1 im EEG angelegter Fehlanreiz, durch den Direktvermarkter davon absehen, PV-Anlagen unter der Beachtung der marktlichen Bedingungen zu vermarkten, siehe BSW-Empfehlungen zur Beseitigung weiterer Marktbarrieren sowie zum Bürokratieabbau bei der Photovoltaik: https://bit.ly/3ZaMTBl\r\nNeuinvestitionen massiv beschneiden und zu einem Marktrückgang in den betroffenen Marktsegmenten führen.\r\nEine Aussetzung der Förderung bei negativen Strompreisen gefährdet die Wirtschaftlichkeit, Kalkulierbarkeit und somit die Investitionsbereitschaft für PV-Anlagen, insbesondere im Kleinanlagensegment.\r\nDer PV-Markt von Eigenheimen und kleinen Gewerbedächern unterscheidet sich grundlegend von dem großer PV-Anlagen. In der Regel handelt es sich bei den Investoren im Eigenheim- und im Gewerbesektor um Einmalinvestoren, die keine energiewirtschaftliche Fachexpertise haben, weshalb jede Maßnahme so gestaltet werden muss, dass diese einfach und verständlich für den Endkunden ist. Der Grund für den Erfolg des Zubaus in diesem Marktsegment ist gerade die einfache Verständlichkeit der Vergütungsstruktur. Maßnahmen für eine größere Marktintegration dieser Anlagen müssen sich daran messen lassen, die Komplexität der Maßnahmen auf ein Minimum zu reduzieren. Finanzielle Eingriffe jedweder Art sollten entsprechend durch verständliche und für Laien nachvollziehbare Kompensationsmechanismen ausgeglichen werden. Anderenfalls stellen sie Renditekiller dar, die zu einem Einbruch im Marktsegment führen würden.\r\nGleichzeitig ist eine stärkere Weiterreichung von Marktsignalen (wie bspw. von negativen Strompreisen) insbesondere im Marktsegment der Kleinanlagen notwendig. Ein systemdienliches Verhalten dieser Anlagen ist die Voraussetzung, um die Systembilanz nicht zu gefährden und somit auch längerfristig den PV-Ausbau zu ermöglichen.\r\nDer BSW-Solar sieht daher eine stärkere Weiterreichung von Marktsignalen, bspw. von negativen Strompreisen, an Anlagenbetreiber für eine bessere Marktintegration unter der Bedingung als sinnvoll an, dass parallel dazu ein adäquater Kompensationsmechanismus eingeführt wird, der die Wirtschaftlichkeit der Anlagen auf verständliche Weise sicherstellt.\r\nEine geeignete Option für die erforderliche Kompensation der ausgesetzten Förderung zu Zeiten negativer Strompreise wäre die „Mengenabsicherung“, die eine Grundlage für einen systemdienlichen und kalkulierbaren Betrieb von PV-Anlagen schafft und zusätzliche weitere Vorteile bietet: Statt wie bisher eine Förderung für einen Zeitraum (20 Jahre) zu gewähren, soll mit der Mengenförderung für eine bestimme Energiemenge eine Förderung zugesichert werden. Zum einen lässt sich dadurch der im EEG angelegte Fehlanreiz lösen, durch den Direktvermarkter davon absehen, PV-Anlagen unter der Beachtung der marktlichen Bedingungen zu vermarkten (Direktvermarkterdilemma). Zum anderen hätten Anlagenbetreiber kleiner Anlagen den Anreiz, den Strom nicht während negativer Preise einzuspeisen, sondern zu einem späteren Zeitpunkt, um den Förderanspruch für die Strommenge zu erhalten. Mit der Mengenabsicherung werden somit zwei Ziele erreicht: Aktive Reduzierung der Zeiten mit negativen Preisen, wodurch die staatlichen Förderkosten sinken, sowie ein indirekter und einfacher Kompensationsmechanismus, da dem Anlagenbetreiber keine Mengen „verloren“ gehen.\r\nNeben der Mengenabsicherung werden auch andere Optionen mit einer kurzfristigeren Wirkung derzeit diskutiert. In jedem Fall sollte ein Kompensationsmechanismus jedoch gewährleisten, dass systemdienliches Verhalten belohnt wird.\r\nEin marktdienliches Verhalten der PV-Anlagen unter 100 kWp ist zudem unter der Voraussetzung einer Kompensation auch ohne eine Verpflichtung zur unwirtschaftlichen und aufwendigen Direktvermarktung möglich. Die Energiemanagementsysteme der PV-Heimanlagen können dabei direkt auf Marktsignale reagieren und Speicher, flexible Verbraucher und ggf. eine Abregelung der PV-Anlage marktdienlich steuern.\r\n2.3 Zur Absenkung der Steuerbarkeitspflicht\r\nVorschlag der Bundesregierung: Bisher sind PV-Anlagen i. d. R. ab 25 kWp dazu verpflichtet, eine\r\nSteuerbarkeit der Anlage über das iMSys für den Netzbetreiber herzustellen. Die Bundesregierung plant eine Absenkung dieser Steuerbarkeitspflicht auch auf deutlich kleinere PV-Anlagen.\r\nBSW-Position: Eine Absenkung der Steuerbarkeitspflicht sollte erst Anwendung finden, sobald die dazu notwendige Technik vorhanden und in der Praxis erprobt ist. Es wäre zudem zielführender, den Aufbau von Großspeichern zu entfesseln und den erzeugten Solarstrom zu nutzen, anstatt sich auf eine großflächige Abregelung von Kleinstanlagen zu fokussieren.\r\nDer BSW-Solar sieht eine Absenkung der Steuerbarkeitspflicht kritisch. Durch die bereits bestehende Kopplung der Fernsteuerbarkeitspflicht in § 9 EEG an das Vorhandensein eines 14-a-Verbrauchers (z. B. Wärmepumpe, Speicher oder Ladestation) unterliegt heute zwar bereits der Großteil aller Neuanlagen der Steuerbarkeitspflicht, da rund 80 % der Solaranalgen mit Batteriespeicher installiert werden. Allerdings ist nach Brancheneinschätzung eine massenhafte Steuerbarkeit über iMSys frühestens Mitte 2026 zu erwarten. Eine Absenkung der Steuerbarkeitspflicht sollte daher erst Anwendung finden, sobald die dazu notwendige Technik vorhanden und in der Praxis erprobt ist. Bis zur Verfügbarkeit der Steuerungstechnik ist daher eine Erfüllung der Pflicht durch Beauftragung wie in § 9 Abs. 1b EEG notwendig.\r\nDie Steuerbarkeitspflicht von Kleinsteinlagen erzeugt zusätzlichen Aufwand und Kosten. Es wäre daher zielführender, den Aufbau von Großspeichern zu entfesseln und den erzeugten Solarstrom zu nutzen, anstatt sich auf eine großflächige Abregelung von Kleinstanlagen zu fokussieren. Der BSW-Solar geht in den nächsten Jahren bereits von einem Zubau von Großspeichern im Multi-Gigawattbereich aus. Diese können bspw. gezielt in Regionen mit häufigen Netzengpässen gebaut werden und somit sowohl Netz- als auch Marktprobleme lösen. Die wertvolle Solarenergie würde dadurch nicht abgeregelt, sondern zur Nutzung zu späteren Zeitpunkten zwischengespeichert werden.\r\n3 Aus Sicht des BSW-Solar zusätzlich notwendige Maßnahmen\r\nUm das Angebot und den Bedarf von Solarstrom künftig besser aufeinander anzupassen, die Zeiten negativer Strompreise und damit die EEG-Kosten deutlich zu senken, sollten neben der Berücksichtigung der zuvor gemachten Empfehlungen bitte folgende Maßnahmen ergriffen werden:\r\na.\r\nDirektvermarktung für alle Anlagen ermöglichen: Anstatt kurzfristig den Zwang zur Direktvermarktung willkürlich unter die 100-Kilowatt-Schwelle zu senken, sollte die Direktvermarktung so effizient und kostengünstig gestaltet werden, dass sie für alle PV-Anlagengrößen, auch die kleinen, praktikabel und attraktiv wird. Der Zwang zur Direktvermarktung verursacht derzeit schon bei Anlagen der Leistungsklasse über 100 Kilowatt mit Eigenversorgung hohen Aufwand, hohe Kosten und verschlechtert die Wirtschaftlichkeit der Anlagen, ohne die marktliche Integration zu verbessern.\r\nb.\r\nMengenabsicherung einführen: Fehlanreize zur Einspeisung bei negativen Strompreisen durch Direktvermarkter und die ÜNB ließen sich kurzfristig durch Einführen der Mengenabsicherung beheben. Die zeitlich befristete Förderung aller eingespeisten Strommengen würde dabei durch eine feste förderbare Strommenge ersetzt, die der Anlagenbetreiber zeitlich flexibel einspeisen kann.\r\nc.\r\nVermarktung der ÜNB modernisieren: Insbesondere die Verpflichtung der ÜNB, den geförderten EE-Strom auch zu negativen Preisen verkaufen zu müssen, ist ein Konstruktionsfehler in der Gesetzgebung, der kurzfristig behoben werden kann und sollte. Die ÜNB sollten stattdessen nur Strommengen in dem Umfang anbieten, bis sich ein Spotmarktpreis von wenigstens null ergibt. Darüber hinausgehende Strommengen sind dann nicht mehr anzubieten.\r\nd.\r\nHeimspeicher im Bestand marktdienlich betreiben: Dem vorhandenen großen Potenzial der Heimspeicherflotte mit mehr als 12 Gigawattstunden Kapazität fehlen bisher Anreize zum systemdienlichen Betrieb. Insbesondere muss dringend das Ausschließlichkeitsprinzip im EEG drastisch vereinfacht und entbürokratisiert werden. Derzeit kann ein Speicher im selben Kalenderjahr nur entweder für geförderten Solarstrom oder für Netzstrom (Graustrom) genutzt werden. Eine gleichzeitige oder zeitlich aufeinanderfolgende Nutzung für geförderten und Netzstrom ist rechtlich nicht darstellbar. Die im Solarpaket beschlossenen Änderungen im § 19 EEG erweisen sich als nicht umsetzbar. Die Regelung muss so geändert werden, dass Strommengen aus Photovoltaikanlagen, aber auch aus dem Netz, flexibel genutzt und eingespeist werden können („Multi-Use“). Speicher lassen sich so auch ohne Förderung wirtschaftlicher betreiben und können dabei ihre systemdienliche Wirkung entfalten.\r\ne.\r\nHemmnisse für Großspeicher abbauen: Damit der Ausbau großer Batteriespeicher und gewerblicher Prosumer-Batterien entfesselt wird, muss die Netzentgeltbefreiung rechtlich abgesichert und die Baukostenzuschüsse rechtlich eindeutig geregelt, vereinheitlicht und gesenkt werden. Zudem sollte der Bau von Batteriespeicheranlagen im Baurecht grundsätzlich privilegiert werden, um einen schnellen Zubau von Speichern zu vorhandenen Erzeugungsanlagen (Co-located) wie auch an geeigneten Netzverknüpfungspunkten (Stand-alone) zu gewährleisten.\r\nf.\r\nVerbindlichen Rahmen für Netzbetreiber einführen: Damit Verteilnetzbetreiber ihre Abläufe bei der An- und Ummeldung von Anlagen schnell vereinfachen und marktliche Kommunikationsprozesse massengeschäftstauglich digitalisieren, muss die Politik dazu klare Vorgaben machen, verbindliche Umsetzungstermine festlegen und Pönalen einführen, wenn diese nicht erfüllt oder verschleppt\r\nwerden. Pönalen sind bei den Pflichten von Anlagenbetreibern längst Standard und würden den\r\nNetzbetreibern bei der Priorisierung und Beschleunigung dieser dringenden Maßnahmen helfen.\r\ng.\r\nClearingstelle Netzfragen einführen: Nach dem Vorbild der Clearingstelle EEG/KWKG braucht es eine unabhängige Clearingstelle Netzfragen für eine effiziente Rechtsklärung und kompetente Streitschlichtung, die Netzbetreiber und Anlagenbetreiber dabei unterstützt, Auslegungsfragen zu abstrakten technischen und rechtlichen Regeln für den Netzanschluss und Anlagenbetrieb schnell zu klären – ohne aufwändige, teure und langwierige Gerichtsverfahren."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-09-04"},{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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(BSW-Solar), 03.09.2024\r\nHintergrund- und Strategiepapier zur weiteren Marktintegration der Photovoltaik\r\nDieses Papier ergänzt die Kurzstellungnahme zu den angekündigten Photovoltaik-Maßnahmen in der Wachstumsinitiative der Bundesregierung\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1 Wachstum der Solarwirtschaft ................................................................................................................ 2\r\n2 Aktuelle Situation und Herausforderungen ........................................................................................... 3\r\n3 Transformationsstrategie ........................................................................................................................ 5\r\n4 Zielbild ..................................................................................................................................................... 7\r\n2\r\n1 Wachstum der Solarwirtschaft\r\nDurch den erfolgreichen Zubau der Erneuerbaren Energien tritt die Energiewende in eine neue Phase: Bereits durchschnittlich 60 Prozent des deutschen Strombedarfs werden regenerativ gedeckt. Allein die Photovoltaik hat einen Anteil von mehr als 12 Prozent. Der Ausbau der Photovoltaik ist ein großer politischer Erfolg der Energiewende. Die starke Solarwirtschaft mit rund 150.000 Beschäftigen und der aktiven Beteiligung der Bürgerinnen und Bürger – sei es in Form von Energiegemeinschaften, als Prosumer oder mit dem Steckersolargerät am Balkon – trägt maßgeblich zum Erfolg der Energiewende bei.\r\nAusbaupfad der Photovoltaik in Deutschland: Gesetzliche Ziele nach EEG (gelbe Fläche), Ausbaupfad der Bundesregierung (graue Balken) und bisheriger Zubau (dunkelblaue Balken)\r\nAusbaudynamik weiter erhöhen\r\nDeutschland hat sich gesetzgeberisch im EEG 2023 zum Ziel gesetzt, die installierte Solarstromleistung bis zum Jahr 2030 auf 215 GW und bis 2040 auf 400 GW zu vervielfachen. Das im Jahr 2024 angestrebte Etappenziel in Höhe von 88 GW wurde kürzlich erreicht (Anfang Juli 2024 rd. 90 GW).\r\nRund 60 Prozent des PV-Zubaus erfolgen derzeit auf Gebäuden und rund 40 Prozent auf Freiflächen. Das nächste gesetzlich definierte Etappenziel besteht darin, die jährlich neu installierte Solarstromleistung von 15 GW im Jahr 2023 auf 22 GW ab dem Jahr 2022 zu steigern (vgl. Abbildung).\r\nMit dem weiteren starken Zubau der Photovoltaik wird diese zukünftig in einem immer größeren Umfang eine tragende Säule in der Stromversorgung. Das bedeutet, dass es künftig nicht mehr nur darum gehen wird, die Photovoltaik noch besser ins Stromsystem zu integrieren, sondern die Photovoltaik selbst wird zum Systembildner. Damit wächst auch die Verantwortung der Solarbranche und der Anlagenbetreiber, dieser Rolle gerecht zu werden.\r\n3\r\n2 Aktuelle Situation und Herausforderungen\r\nDie Nachfrage im deutschen Stromnetz war bisher fast immer groß genug, um den von Solaranlagen erzeugten Strom direkt zu verbrauchen. Bisher konnte die zunehmende und schwankende Erzeugung von Solar- und Windstrom ohne grundlegende Änderungen des Stromsystems in die Versorgung und den Stromhandel integriert werden.\r\nAnpassungen der Fördersystematik sind nötig\r\nPhotovoltaikanlagen ab 100 Kilowatt Leistung vermarkten ihren Strom bereits privatwirtschaftlich am Strommarkt und erhalten ergänzend ihre EEG-Förderung als Marktprämie (Direktvermarktung). Kleinere Anlagen unterhalb der Leistung von 100 Kilowatt erhalten eine gesetzlich festgelegte Vergütung pro eingespeister Kilowattstunde oder nutzen den erzeugten Strom ohne Einspeisung selbst. Die Vermarktung dieser PV-Anlagen an der Strombörse erfolgt in gesammelter Form durch die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB).\r\nWährend die Einspeisung von PV-Anlagen in der Direktvermarktung grundsätzlich durch die Direktvermarkter gesteuert werden kann, um beispielsweise bei negativen Strompreisen nicht einzuspeisen, müssen die ÜNB jede eingespeiste Kilowattstunde zu jedem (auch negativen) Preis anbieten und können die Einspeisung dieser Anlagen auch nicht steuern. Ohne Anpassungen könnten in wenigen Jahren Netzsituationen entstehen, die harten Eingriffe der Netzbetreiber erfordern, damit die Energiebilanz im Stromsystem jederzeit ausgeglichen ist: Zu jedem Zeitpunkt müssen Erzeugung und Verbrauch genau gleich groß sein. Das Stromnetz ist eben kein Speicher oder „Stromsee“, wie manchmal bildhaft beschrieben, sondern eine Waage, die jederzeit im Gleichgewicht sein muss.\r\nSchon jetzt sehen wir an einzelnen Tagen, dass die wachsenden Erzeugungsgipfel der Photovoltaikleistung (gelb) die Netzlast (rote Linie) überschreiten (siehe Abbildung). Auf dem Strommarkt zeigt sich dies durch negative Preise am Spotmarkt der Strombörse.\r\n4\r\n28./29. August 2024: Bereits vorkommende Erzeugungsmengen oberhalb der Netzlast und Lücken zwischen Netzlast und Erzeugung werden derzeit noch größtenteils durch den Stromhandel mit Nachbarländern und u. a. mit Pumpspeicherkraftwerke ausgeglichen. Für den anstehenden Photovoltaikzubau reichen diese Kapazitäten nicht mehr aus. Abbildung: smard.de (Bundesnetzagentur)\r\nDie immer häufigeren und längeren zusammenhängenden Stunden negativer Preise zur Mittagszeit signalisieren bereits jetzt, dass neue Photovoltaikanlagen künftig nicht jederzeit beliebig viel Strom ins Netz einspeisen können.\r\nMarktwerte erhöhen – wirtschaftlichen Anlagenbetrieb sichern – Förderkosten senken\r\nNimmt die gleichzeitige Einspeisung der Solaranlagen immer weiter zu, ohne dass die Nachfrage durch zeitliche Verschiebung des Verbrauchs, durch Sektorenkopplung und durch Speicher in gleichem Umfang zunimmt, sinken die durchschnittlichen Erlöse in der Vermarktung des Solarstroms.\r\nDamit die Anlagen wirtschaftlich betrieben werden können und Investitionssicherheit gegeben ist, gleicht die Marktprämie die Lücke zwischen dem Verkaufserlös und dem wirtschaftlich notwendigen anzulegenden Wert aus. Sinkt also der Markerlös, infolge niedriger oder gar negativer Strompreise, dann steigt die Marktprämie und damit die Förderkosten über das EEG. Während der Steuerzahler über den Bundeshaushalt diese Kosten letztlich tragen muss, darf nicht übersehen werden, dass auf diese Weise gleichzeitig eine Kostensenkung beim Strompreis erzielt wird, wovon die Stromkunden profitieren, insbesondere Industrie und Gewerbe.\r\nMarktdienliches Verhalten aller Anlagen wird notwendig\r\nEine weitere Herausforderung, die das Absinken der Börsenstrompreise maßgeblich verstärkt, besteht in der zunehmenden installierten Leistung nicht steuerbarer Photovoltaik. Anlagen unter 25 kWp sind derzeit i. d. R. nicht zur Steuerbarkeit verpflichtet und reagieren nicht auf Marktsignale. Dies verstärkt zum einen den Effekt der sinkenden Börsentrompreise und zum anderen könnten die Übertragungsnetzbetreiber zukünftig an Tagen mit geringen Stromverbräuchen vor der Herausforderung\r\n5\r\nstehen, dass ohne entgegenwirkende Maßnahmen die nicht steuerbare Strommenge im Netz die Stromnachfrage übersteigt.\r\nEngpässe behindern schnelle Fortschritte der Energiewende\r\nDamit die Herausforderungen gelöst und notwendige Veränderungen in die Praxis umgesetzt werden können, müssen mehrere Engpässe überwunden werden. Auf technischer Ebene betrifft dies insbesondere die noch nicht massenhaft verfügbare Steuerbarkeit über intelligente Messsysteme (iMSys, „Smart Meter“) sowie die mangelhafte Digitalisierung der Netzinfrastruktur. Zudem müssen die Kommunikationsprozesse zwischen Netzbetreibern, Planern, Installateuren wie auch mit Direktvermarktern flächendeckend vereinfacht, standardisiert und digitalisiert werden, damit sie massentauglich ausgestaltet sind. Ansonsten bleibt die Energiewende hier ineffizient, zeitraubend und unnötig teuer.\r\nAufgrund der Vielzahl vor allem kleiner und wenig kapitalkräftiger Netzbetreiber in Deutschland verläuft diese Modernisierung viel zu langsam. Für die Energiewende mit künftig Millionen aktiven Marktteilnehmern braucht es aber massentaugliche Prozesse. Hier muss die Politik bei der Gestaltung der Rahmenbedingungen dringend nachsteuern und die Verteilnetzbetreiber zur schnellen Umsetzung der notwendigen Maßnahmen verpflichten. Notfalls müssen auch Pönalen für die notwendige Priorisierung und Beschleunigung sorgen, so wie das bei den Pönalen gegenüber den Anlagenbetreibern bereits längst der Fall ist. Darüber hinaus fehlen wichtige Impulse in der Regulierung durch die Bundesnetzagentur, beispielsweise bei den Netzentgelten und Netz-Baukostenzuschüssen, die von Speicherbetreibern zu leisten sind.\r\n3 Transformationsstrategie\r\nTransformation zielstrebig weiterführen\r\nDeutschland befindet sich derzeit in einer Pole-Position, weil es als eine der größten Wirtschaftsnationen sein Energiesystem mit hoher Geschwindigkeit transformiert und damit den in Zukunft aufgrund steigender CO2-Preise drohenden Kostenexplosionen und Versorgungskrisen vorbeugt. Die Energiewende ist insofern auch ein Beitrag zur Resilienz der deutschen Wirtschaft.\r\nNach der Transformation zu einem weitgehend elektrischen Energiesystem wird sich der Strombedarf etwa verdoppelt haben, wobei sich der Primärenergiebedarf um etwa ein Drittel reduziert, was die Volkswirtschaft zusätzlich von Energieimporten in zweistelliger Milliardenhöhe entlastet.\r\nJe konsequenter und zielgerichteter Deutschland diese Transformationsphase bewältigt, desto eher werden wir davon profitieren, dass ein erneuerbares Stromsystem kostengünstiger, effizienter, kalkulierbarer, verlässlicher und resilienter ist. Die während der Transformation entwickelten Innovationen können der deutschen Industrie und dem Mittelstand zukunftsfähige Geschäftsfelder und erhebliche\r\n6\r\nWettbewerbsvorteile verschaffen. Jedes Zögern und jede Verunsicherung im Prozess der Transformation kostet nicht nur Zeit, sondern auch Geld und gefährdet diesen Erfolg.\r\nNeuen Herausforderungen frühzeitig begegnen\r\nAuch wenn die beschriebene Situation, in der die nicht steuerbare Strommenge im Netz die Stromnachfrage übersteigt, voraussichtlich erst mittelfristig entstehen dürfte, ist es daher richtig, bereits jetzt Maßnahmen auf den Weg zu bringen, die dann für Neuanlagen gelten können. Wenn die Maßnahmen erst ergriffen würden, wenn die Situation netz- und marktseitig angespannt ist, drohen ansonsten auf Grund fehlender Handlungsoptionen Eingriffe in den Bestandsschutz oder politische Übersprungshandlungen, die zu einem Schaden für den weiteren Ausbau der Photovoltaik und einer Gefährdung der Arbeitsplätze in der Solarbranche führen könnten.\r\nGrundsätzliche Strategien zur Stabilisierung des Marktwert Solar und zur Verringerung der Förderkosten\r\nEs ist festzuhalten, dass es sich bei den temporär ungewollt zu stark sinkenden Marktwerten im Grundsatz um eine klassische Angebot-Nachfrage-Entwicklung handelt und der Marktwert somit durch zwei Effekte ansteigen kann: Erstens durch eine Reduktion des Angebots und zweitens durch einen Anstieg der Nachfrage.\r\nDaraus ergeben sich fünf grundsätzliche Strategien zur Stabilisierung des Marktwert Solar und damit eine Senkung der EEG-Kosten:\r\n•\r\nVerbrauch in Zeiten der Erzeugungsspitzen verschieben (z. B. Elektrolyseure, Elektroautos oder Wärmepumpen)\r\n•\r\nEinspeicherung statt Einspeisung zu Zeiten hoher PV-Erzeugung und niedrigen Verbrauchs (z. B. in Batteriespeichern)\r\n•\r\nEigenverbrauch und Direktverbrauch stärken\r\n•\r\nErzeugungsprofil verändern (z. B. Ost/West-Anlagen)\r\n•\r\nEinspeisespitzen reduzieren (z. B. Abregelung)\r\nUm den Herausforderungen schnellstmöglich zu begegnen, ist es notwendig, das Potential jeder dieser Lösungsoptionen zu heben und sie kombiniert anzuwenden. Der Strom sollte dabei möglichst immer genutzt werden und die Abregelung von Solarstromanlagen somit stets das letzte Mittel sein.\r\nPrämissen für Maßnahmen\r\nBei der Debatte über konkrete Maßnahmen sind aus BSW-Perspektive zudem folgende Prämissen zu beachten, die Maßnahmen erfüllen sollten:\r\n•\r\nSicherstellung des PV-Zubaus: Ein hinreichend wirtschaftlicher Betrieb von PV-Anlagen in allen Marktsegmenten und Geschäftsmodellen muss gewährleistet sein. Nur so sind die deutschen Ausbauziele erreichbar und kann der Grünstrombedarf der Wirtschaft gedeckt werden.\r\n7\r\nVoraussetzung dafür ist, dass\r\nInvestitionsanreize sowie das Marktvertrauen potenzieller privater und gewerblicher Investoren erhalten werden.\r\n•\r\nPlanungssicherheit: Maßnahmen sollten den Schutz von Bestandsanlagen absichern und durch minimalinvasive Veränderungen Planungssicherheit über Legislaturperioden hinaus sicherstellen.\r\n•\r\nEinfache Umsetzbarkeit: Lösungsansätze müssen möglichst einfach und massentauglich umsetzbar sein.\r\n•\r\nSenkung der Förderkosten: Vor dem Hintergrund der angespannten haushaltspolitischen Lage sollten Maßnahmen dazu beitragen, die Kosten des PV-Ausbaus mittelfristig zu reduzieren\r\n4 Zielbild\r\nDamit Sonne und Wind ihren Anteil an der Stromversorgung weiter erhöhen und wie notwendig und beschlossen bis 2030 zu mindestens 80 Prozent decken können, muss das Stromsystem jetzt weiterentwickelt werden und es müssten Anreize und Rahmenbedingungen für eine weitergehende Systemintegration der Solarenergie geschaffen werden. Perspektivisch stehen einer installierten PV-Leistung von 215 GW (2030) bzw. 400 GW (2040) eine deutlich geringere Netzlast gegenüber (siehe Abbildung).\r\nBSW-Grafik: Der für die Energiewende notwendige hohe Ausbau der Photovoltaikleistung erzeugt zunehmend Überschusserzeugung, die für Zeiten geringer Erzeugung zwischengespeichert werden muss.\r\n8\r\nGünstiger Solarstrom schafft Flexibilitätsanreiz\r\nDas aktuelle vermeintliche Überangebot an Solarstrom ist ein Übergangsphänomen. Potenzielle Photovoltaik-Überschussstrommengen müssen zunächst zur Verfügung stehen und ihren preissenkenden Effekt ausüben, damit als Reaktion darauf und mit einem gewissen Zeitverzug flexibler Stromverbrauch zunimmt und Stromspeicherkapazitäten zunehmen können. Diese benötigen nämlich vor ihrem Einsatz ein tragfähiges Geschäftsmodell.\r\nDer Zeitverzug ergibt sich auch daraus, dass viele regulatorische Voraussetzungen und massengeschäftstaugliche Prozesse für die Flexibilisierung von erneuerbarer Stromerzeugung und Stromverbrauch noch nicht existieren oder in der Breite nicht verfügbar sind.\r\nLangfristig ist es das Ziel, mit zusätzlicher Stromnachfrage – nämlich flexiblen Verbrauchern, Batteriespeichern und Elektrolyseuren – die Erzeugungsgipfel weitgehend zu kappen und die gespeicherte Energie in Zeiten geringerer Erzeugungsleistungen einzuspeisen.\r\nDer in der Vergangenheit von Bundesregierung und Bundesnetzagentur häufig priorisierte Netzausbau vor dem Erneuerbaren-Ausbau kann dieses Problem nicht lösen, weil Netze die Energie nur räumlich, aber nicht zeitlich verschieben. Gleichwohl ist weiterer Netzausbau und vor allem ein effizienteres und intelligenteres Netzmanagement dringend nötig.\r\nNutzen vor Abregeln\r\nDurch Abregelung können Solaranlagen weniger Strom einspeisen. Die Abregelung von Erzeugungsspitzen ist langfristig allerdings aus zwei Gründen keine sinnvolle Verfahrensweise:\r\n1.\r\nDie wachsenden Strommengen aus den Erzeugungsgipfeln werden künftig als ein wesentlicher Beitrag für die Gesamtbilanz der deutschen Energieversorgung benötigt.\r\n2.\r\nWenn PV-Anlagen einen zunehmenden Anteil des Produktionspotentials nicht erzeugen können, verschlechtert sich die Wirtschaftlichkeit der Solaranlagen, wodurch die Investition in eine PV-Anlage entwertet wird.\r\nBesser ist es deshalb, wenn der Strom erzeugt und genutzt wird.\r\nDynamik beim Ausbau von Speichern und Verbrauchsflexibilitäten entfesseln\r\nDer Ausbau von Speichern und flexiblen Verbrauchern ist der zentrale Hebel, um den erzeugten PV-Strom bestmöglich zu nutzen und dem sinkenden Marktwert Solar entgegenzuwirken. Damit der Photovoltaikausbau wie politisch beschlossen und gesellschaftlich gewünscht weiter gesteigert werden kann und die Ausbauziele erreicht werden können, müssen für ein künftiges System deshalb vor allem zwei Strategien verfolgt werden:\r\n9\r\n1.\r\nDer Verbrauch sollte, wo immer möglich und sinnvoll, in Zeiten der Energieerzeugung durch Sonne und Wind verlegt werden. Dies setzt ein effizientes Netzmanagement voraus und geeignete Anreize für Stromverbraucher, bspw. durch flexible Stromtarife.\r\n2.\r\nVon Sonne und Wind erzeugte Strommengen, die nicht gleichzeitig verbraucht werden können, sollten weitgehend gespeichert werden. Zunächst sind dafür vor allem schnell reagierende Kurzzeitspeicher geeignet, die häufig laden und entladen und Strom direkt nach der Erzeugung in den Erzeugungstälern wieder bereitstellen und diese füllen. Das ist bei Photovoltaik insbesondere die Zeit von nachmittags bis morgens und bei Windkraft zwischen Starkwind- und Schwachwindphasen. Batteriespeicher sind inzwischen so effizient und kostengünstig geworden, dass sie diese Aufgabe ideal und wirtschaftlich selbsttragend übernehmen können. Zahlreiche Projektierer planen derzeit für die kommenden Jahre den Zubau solcher Speicher im zweistelligen Gigawattmaßstab.\r\nSpeicher als zentrale Säule des Energiesystems\r\nPhotovoltaikanlagen in Verbindung mit Batteriespeichern können Solarstrom kontinuierlich und bedarfsgerecht zur Verfügung stellen. Das ist möglich vom Heim- und Gewerbespeicher bis zum Großspeicher am geeigneten Netzknoten (Stand-alone) oder direkt am Solar- und Windpark (Co-located). Das derzeit wirtschaftlichste Geschäftsmodell von Großspeichern besteht darin, Strom zu niedrigen Preisen (viel Erzeugung) einzukaufen und bei höheren Preisen (wenig Erzeugung) zu verkaufen. Co-located-Großspeicher können aber auch Solar- und Windstrom zwischenspeichern und zeitversetzt ins Netz einspeisen. Die im Sinne einer erhöhten Systemeffizienz sinnvolle Kombination beider Geschäftsmodelle ist derzeit aus regulatorischen Gründen leider kaum realisierbar.\r\nPhotovoltaikanlagen und Batteriespeicher ergänzen sich in idealer Weise, um Solarstrom für das Stromsystem zuverlässig und kalkulierbar zu machen, weil moderne Batteriespeicher nicht nur besonders effizient sind, sondern auch besonders wirtschaftlich, wenn sie möglichst häufig be- und entladen werden. Die Solarbranche hat die grundlegende Bedeutung dieser innovativen Speichertechnik für das erneuerbare Stromsystem bereits vor Jahren erkannt und mit der Initiierung des Förderprogramms für Batteriespeicher durch die Bundesregierung im Jahr 2013 eine Entwicklung eingeleitet, deren Früchte nun geerntet werden können. Bei Photovoltaikanlagen im Heimsegment sind Batteriespeicher inzwischen ohne Förderung zum allgemeinen Standard geworden. Diese Erfahrung muss nun auf den marktgetriebenen Ausbau im Stromsystem übertragen werden. Die Anstrengungen der letzten Jahre haben eine ausdifferenzierte, leistungsfähige Stromspeicherbranche entstehen lassen, die in der Lage ist, kurzfristig große Kapazitäten zu installieren. Damit kann die vorübergehend entstandene Lücke zwischen Photovoltaikzubau und Kurzzeitspeichern in wenigen Jahren geschlossen werden.\r\nInsbesondere die Installation von Batteriespeichern steht weiterhin vor großen Herausforderungen, die aufgelöst werden müssen. Dazu zählen unverhältnismäßige Baukostenzuschüsse für Großspeicher, die fehlende Planungssicherheit beim Entfall der Netzentgelte für Speicher sowie die noch ausstehenden Festlegungen der Bundesnetzagentur zur systemdienlichen Fahrweise von Stromspeichern. Der BSW-Solar fordert seit geraumer Zeit, diese Marktbarrieren für Speicher abzubauen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-09-04"},{"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":"2024-09-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013796","regulatoryProjectTitle":"Abschaffung der Lieferfiktion in UStAE","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/8f/5c/386017/Stellungnahme-Gutachten-SG2412160039.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":"1\r\nStand 22.11.2024\r\nStellungnahme des BSW – Bundesverbandes Solarwirtschaft e. V. zur\r\nÄnderung des Umsatzsteuer-Anwendungserlasses bezüglich der umsatzsteuerrechtliche Behand-lung des Direktverbrauchs aus dem Betrieb von Anlagen zur Energieerzeugung (Entwurf vom 25.10.2024)\r\n1. Hintergrund und Relevanz für die Solarbranche\r\nAls Interessenvertretung der Solartechnik- und Solarspeicher-Branche mit ihren über 100.000 Be-schäftigten in Deutschland begrüßt der Bundesverband Solarwirtschaft, die dringend nötige Ände-rung des Umsatzsteuer-Anwendungserlasses (UStAE).\r\nIn Fällen, in denen Strom aus Eigenerzeugungsanlagen nicht ins Netz eingespeist, aber dennoch ge-setzlich gefördert (vergütet) wird, fingiert der UStAE bisher, dass auch der vor Ort verbrauchte Strom an den Betreiber des öffentlichen Stromnetzes geliefert, also verkauft wird. Diese fiktive Liefe-rung wird anschließend vom Netzbetreiber fiktiv wieder zurückgeliefert. Dieser fingierte Hin- und Rücklieferung, löst zwei gegenläufige Abrechnungstatbestände aus, die in der Regel vom Netzbe-treiber in einer Gutschrift und Rücklieferrechnung zusammengefasst werden.\r\nBetreiber von Photovoltaikanlagen sind hiervon betroffen, wenn Sie für den vor Ort verbrauchten und nicht ins Netz eingespeisten Strom eine sogenannte „Eigenverbrauchsvergütung“ erhalten (auch als „Direktverbrauch“ oder „Selbstverbrauch“ bezeichnet).\r\nEine Auswertung des Marktstammdatenregisters der Bundesnetzagentur ergibt, dass dies ca. 293.000 Anlagen betrifft, die zwischen Januar 2009 bis Juni 2010 in Betrieb genommen wurden, so-wie ca. 401.000 Anlagen, die zwischen Juli 2010 bis März 2012 in Betrieb genommen wurden. Die Förderung in Form der Eigenverbrauchsvergütung wird jeweils für einen Zeitraum von zwanzig Ka-lenderjahren sowie dem Inbetriebnahmejahr bezahlt, längstens also bis zum Jahr 2032.\r\nBei den meisten dieser knapp 700.000 Anlagen handelt es sich um Photovoltaikanlagen auf privaten Wohngebäuden, die von Privatpersonen betrieben werden. Diese Anlagenbetreiber sind abgesehen\r\n2\r\nvon dem Betrieb der Photovoltaikanlage in der Regel nicht unternehmerisch tätig und nicht umsatz-steuerpflichtig. Selbst wenn sie zunächst zur Umsatzsteuerpflicht optiert hatten, wechseln viele Anla-genbetreiber früher oder später zur Kleinunternehmerregelung, um Steuerbürokratie zu minimieren.\r\nDie bisherige Fiktion der Hin- und Rücklieferung von direktverbrauchten Strommengen führt bei diesen Anlagenbetreibern als umsatzsteuerliche Kleinunternehmer im Ergebnis dazu, dass die an den Anlagenbetreiber vom Netzbetreiber gezahlte Vergütung geringer ist als der gesetzliche An-spruch. Das ergibt sich daraus, dass der Netzbetreiber für die fiktive Einspeisung ins Netz an den Anlagenbetreiber keine Umsatzsteuer zahlt (Kleinunternehmerreglung), jedoch für die fiktive Rücklie-ferung an den Anlagenbetreiber Umsatzsteuer in Rechnung stellen muss, da der Netzbetreiber im-mer ein umsatzsteuerpflichtiger Unternehmer ist.\r\nAuf diese Weise führt die bisherige umsatzsteuerliche Fiktion systematisch zu einer Abschöpfung ei-nes Teils des gesetzlichen Förderanspruchs in Form von Umsatzsteuer aus der fiktiven Rücklieferung. Die ausgezahlte Vergütung ist geringer als gesetzlich im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) garan-tiert. Anwendung des Umsatzsteuerrechts und die Vorgaben des EEG stehen hier im Widerspruch. Die mit dem Problem konfrontierten Netzbetreiber verweisen regelmäßig darauf, dass diese Vorge-hensweise aufgrund der Vorgaben im Umsatzsteuer-Anwendungserlass zwingend sei.\r\nDie im Entwurf vorgeschlagenen Änderungen lösen aus unserer Sicht die Problematik für künftige Abrechnungen und sind deshalb zu begrüßen.\r\n2. Nichtbeanstandungsregelung\r\nBezüglich der vorgeschlagenen Nichtbeanstandungsregelung bitten wir zu prüfen, inwieweit diese das Recht der Anlagenbetreiber auf Korrektur bereits zurückliegender Abrechnungen einschränkt. Aus unserer Sicht muss für Anlagenbetreiber rechtlich klargestellt werden, dass sie ihren Anspruch auf die volle Höhe der gesetzlichen Förderung auch für bereits abgerechnete Zeiträume durchset-zen können, soweit diese Ansprüche nicht aus anderen Gründen bereits endgültig verjährt sind.\r\nDie Nichtbeanstandungsregelung darf keine zulässige Begründung für Netzbetreiber sein, einseitig zu Lasten der Anlagenbetreiber auf Richtigstellung bereits abgerechneter Zeiträume zu verzichten. Eine Nichtbeanstandung darf nur Wirkung entfalten, wenn sowohl Anlagenbetreiber wie auch Netz-betreiber darüber im Einzelfall Einvernehmen erzielt haben. Der Anlagenbetreiber muss sein Recht auf Korrektur und Nachzahlung der unzulässig gekürzten Vergütungszahlungen behalten.\r\n3. Bemessungsgrundlage für die unentgeltliche Wertabgabe\r\nWir begrüßen es außerordentlich, dass der Entwurf eine Unschärfe der bisherigen Regelung korri-giert, die über die oben beschriebenen Anlagen hinaus auch alle danach in Betrieb genommenen Anlagen betrifft, die keine Eigenverbrauchsvergütung erhalten.\r\n3\r\nIn Absatz (15) Satz 4 des aktuell gültigen UStAE heißt es bisher: „Bei der Ermittlung des fiktiven Ein-kaufspreises ist ein ggf. zu zahlender Grundpreis anteilig mit zu berücksichtigen.“ Dieser Vorgabe folgt auch das Berechnungsbeispiel unter Absatz (16).\r\nDies führt nach unserem Verständnis zu einer doppelten Umsatzbesteuerung des Grundpreises. Steuerrechtlich dürfte die Bemessungsgrundlage deshalb lediglich in dem Preis der ersetzten Kilo-wattstunde bestehen, ohne zusätzlichem Ansatz eines (anteiligen) Grundpreises des Stromversor-gers aus dem Netz.\r\nDies schon deshalb, weil regelmäßig neben der privaten Entnahme von selbst erzeugtem Strom aus der Photovoltaikanlage weiterhin der Stromliefervertrag bestehen bleibt und dabei weiterhin Grund-preise in gleicher Höhe abgerechnet und bezahlt werden. Somit wird auch weiterhin Umsatzsteuer für den Grundpreis des Stromversorgers bezahlt, und zwar in voller Höhe und nicht etwa nur antei-lig – egal wie viele Kilowattstunden Strom aus dem Netz bezogen werden.\r\nDer Grundpreis ist zu leisten für Kosten, die durch die Stromentnahme aus der Photovoltaikanlage nicht ersetzt werden können: Netzentgelte, Dienstleistungen, Marge und Gewinn des Stromversor-gers. Die unentgeltliche Wertabgabe ist nicht auf den Strombezugsvertrag zu beziehen, der ja be-stehen bleibt, sondern lediglich auf die ersetzten Kilowattstunden aus der Photovoltaikanlage und deren Wiederbeschaffungskosten. Der Einkaufspreis für den dem Solarstrom vergleichbaren Strom aus dem Netz ist nur der Bezugspreis pro Kilowattstunde, ohne Grundpreis.\r\nAußerdem ist eine unentgeltliche Wertabgabe grundsätzlich nur für Leistungen zulässig, die zum Vorsteuerabzug berechtigen. Die dem Stromversorger im Grundpreis bezahlte Umsatzsteuer ist aber im Rahmen des Vorsteuerabzugs gerade nicht abzugsfähig. Auch deshalb ist eine unentgeltli-che Wertabgabe auf den Grundpreis nicht zutreffend.\r\nFür eine zusätzliche unentgeltliche Wertabgabe auf den Grundpreis des Strombezugs gibt es dem-nach keine umsatzsteuerliche Rechtsgrundlage.\r\nFolgerichtig wurde der neue Absatz (6) und das Berechnungsbeispiel in Absatz (7) korrigiert, was wir sehr begrüßen und viele Anlagenbetreiber und Finanzämter von Diskussionen über diesen strittigen Punkt entlastet.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-11-23"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020002","regulatoryProjectTitle":"Industriepolitisches Modellvorhaben zur Stärkung des Maschinenbaus (insbesondere in der PV)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b7/f7/622954/Stellungnahme-Gutachten-SG2509260011.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"KURZPOSITION VDMA PHOTOVOLTAIK PRODUKTIONSMITTEL UND DES BUNDESVERBANDES SOLARWIRTSCHAFT\r\nErschließung eines Investitionsvolumens in Milliardenhöhe durch Garantien für deutsche PV-Maschinenbau-Anbieter in Indien möglich\r\nIndustriepolitisches Modellvorhaben zur Stärkung des Maschinenbaus sichert Partizipation an Milliarden-investitionen in der globalen PV-Wertschöpfungskette\r\nDeutsche und europäische Maschinenbauer leben vom internationalen Marktzugang\r\nEs muss erklärtes Ziel unserer Industriepolitik bleiben, den weltweit anerkannten heimischen Maschinenbau bei seinen Export-Aktivitäten zu unterstützen und an den strategisch wichtigen Technologien der Zukunft als Technologiepartner und Garant global diversifizierter Lieferketten zu partizipieren.\r\nAufbau einer resilienten PV-Produktion in Indien durch europäische Maschinenbauer\r\nDer weltweite Ausbau der Photovoltaik erfolgt mit beispielloser Dynamik. Immer mehr Länder – allen voran Indien, einzelne EU-Mitgliedsstaaten, aber auch die USA und Staaten aus dem MENA-Raum – streben eine lokale PV-Wertschöpfung an, um sich aus der wachsenden Abhängigkeit von China zu lösen. In den vergangenen Jahren haben die USA flankiert durch staatliche Anreize wie den „Inflation Reduction Act“, Importrestriktionen und Mindestanteile für lokale Wertschöpfung eine eigene Modulproduktionen im Gigawatt-Maßstab aufgebaut. Leider dürfte der US-Markt – in Anbetracht von Gesetzgebung wie dem „Big Beautiful Bill“ - als zuverlässiger Lieferant für PV-Komponenten perspektivisch weitgehend ausfallen und die Kooperation mit US-Partnern herausfordernder werden. Dies unterstreicht die vom Verband Deutscher Maschinen- und Anlagenbau (VDMA) und dem Bundesverband Solarwirtschaft e.V. (BSW) aufgezeigte Notwendigkeit einer global diversifizierten Lieferkette basierend auf deutscher und europäischer PV-Technologie.\r\nAls verlässlichster Partner für derartige Initiativen kristallisiert sich in Anbetracht der geopolitischen Entwicklungen Indien heraus, welches mit einem Budget von fast 2,9 Mrd. USD (Quelle) für „Production Linked Incentives“ (PLI) eine eigene Modulproduktion in möglichst vollständiger Unabhängigkeit von China aufbauen möchte. Die anvisierte PV-Wertschöpfungs-kette von bis zu 100 GW soll neben der Modul- und Zellstufe auch Ingots und Wafer sowie Polysilizium umfassen. Dabei soll eine strategische Abhängigkeit von chinesischen Maschinenbauern seitens indischer Konsortien und Investoren durch europäische Maschinen und technologische Zusammenarbeit überwunden werden.\r\nDie deutsche Regierung hat diese Chance erkannt und indisch-deutsche Kooperationen im PV-Bereich eingeläutet (u.a. im Rahmen der „India-Germany Platform for Investment in Renewable Energy Worldwide“). Der hohe indische CO2-Fussabdruck (6,8% der weltweiten Treibhausgas-Emissionen in 2021 laut GTAI) kann durch vergleichsweise geringe Investitionen in die erneuerbare Energieerzeugung abgesenkt werden. Andererseits ist der Erhalt und der gezielte Ausbau der industriellen Kompetenzen des deutschen Maschinenbaus im Bereich der Photovoltaik von großer strategischer Bedeutung – sowohl für die Zukunftsfähigkeit der Energiewende als auch für die technologische Souveränität Deutschlands und Europas. Der drohende Verlust dieser Schlüsselkompetenzen wäre nur mit hohem finanziellem Aufwand und erheblicher Zeitverzögerung umkehrbar.\r\nNotwendige Flankierung europäischer „Turnkey“-Lösungen\r\nWährend die indischen „Production Linked Incentives“ (PLI) bereits Kapazitäten von bis zu 65 GW in der Modulstufe angereizt haben, sind weitere Kapazitäten und die Etablierung einer Solarzellenproduktion und ihrer Vorstufen (z.B. Ingot/Wafer) im industriellen Maßstab nötig. Dem lauter werdenden Ruf nach europäischer Technik stehen jedoch bislang prohibitive Vorteile bei der Beschaffung von chinesischen Anlagen gegenüber.\r\nEine zu überwindende Herausforderung ist die über Jahre gewachsene Fähigkeit chinesischer Anbieter „Turnkey“-Lösungen anzubieten, also Produktionslinien aus einer Hand - durch einen Vertragspartner. Auch im PV-Maschinenbau verzerren chinesische Überkapazitäten zudem das Preisniveau. Dem steht gegenüber, dass europäische Maschinenbauer als zuverlässige Vertragspartner gelten, während andere Anbieter aus einer derzeit nicht angefochtenen Marktposition heraus Projekte mit bis zu zwei Jahren Verzögerung bei Installation und Inbetriebnahme realisieren.\r\nEuropäische Maschinenbau-Konsortien bieten ihrerseits harmonisierte Einzellieferverträge an bzw. eine Erfolgskontrolle der Projekte über KPIs mit hinterlegten Malus-Regeln in Höhe von ± 2-5% des Auftragswertes (z.B. für Wirkungsgrad, Produktlinien-Ertrag und Verfügbarkeit). Trotz der gefragten Expertise heimischer PV-Maschinenbauer können diese ihre Produktions-linien derzeit nicht als „Turnkey“-Lösung anbieten, da aufgrund der geringen Marktkonzentration und vorherigen Auftragsdichte der Zugang zu Versicherungsdienstleistungen und Garantien zur Übertragung der rechtlichen und kommerziellen Gesamtverantwortung auf einen einzigen Akteur fehlt. Da die von indischen Partnern geforderten „Turnkey“-Ansätze als „FOAK-Projekte“ (First-of-a-Kind) eingestuft werden, können weder Rückversicherer noch Exportkreditversicherer wie Hermes eine Absicherung anbieten.\r\nBranchenvorschlag für industriepolitisches Modellvorhaben zur Stärkung des Maschinenbaus\r\nUm diese Situation zu überbrücken, sollte der Bund – befristet auf zwei bis drei Referenz-projekte – eine industriepolitisch motivierte Absicherung des Aufbaus von PV-Fabriken durch heimische Maschinenbauer im Ausland anbieten, um deren Exportchancen zu wahren und skalierbare Geschäftsmodelle zu ermöglichen.\r\n-\r\nEine staatlich abgesicherte First-Mover-Initiative kann die Realisation von zwei bis drei Zell- bzw. PV-Komponenten-Fabriken (z.B. Wafer/Ingot) im Ausland unter ausschließlicher Verwendung von europäischem „Equipment“ ermöglichen.\r\n-\r\nDer erfolgreiche Abschluss erster „Turnkey“-Projekte bildet dann die Grundlage für Folgeprojekte ohne Unterstützung des Bundes durch tragfähige Hermes-Bürgschaften,\r\no\r\nRückversicherungsdienstleistungen und\r\no\r\nprivate Finanzierung.\r\nDieser Vorschlag basiert auf umfangreichen Vorarbeiten der Branche und wird von deren zentralen Verbänden (u.a. VDMA und BSW), Instituten und Maschinenbauern unterstützt. Er wurde hauptverantwortlich von den Teilnehmern des vom BMWE finanzierten Projektes „PV PILOT“ (siehe Abschlussbericht) entwickelt. Um zeitnah die bilateralen Verhandlungen mit indischen Partnern flankieren zu können, bittet die Branche um eine Aufnahme in den aktuellen Haushaltsentwurf für das Jahr 2026, um eine konkrete Umsetzung im Jahr 2026 zu ermöglichen. Kostenrahmen & Budgetbedarf\r\nDie Realisierung weniger Modellprojekte in der Modul- und Zell- oder sogar Ingot/Wafer-Produktion im Umfang von je 2-5 GW aktiviert dabei bereits ein Gesamtinvestitionsvolumen von indischer Seite in Milliardenhöhe. Die indischen Investoren streben zunehmend eine vertikale Integration entlang der kompletten Wertschöpfungskette an, welche durch europäische „Turnkey“-Projekte erschlossen werden kann. Die Nutzung erfolgreicher Absicherungsinstrumente entlang der Wertschöpfungskette ist möglich und zu begrüßen.\r\nTabelle A: Investitionsvolumen pro GW an Fertigungsstufe laut „PV-Pilot“ Die Angaben zu Solarzellen (u.a. CAPEX-Kosten) umfassen sowohl TOPCon- als auch SHJ- (Heterojunction) Fertigung und decken eine Spanne typischer Projektgrößen ab. So steht für zwei Modellprojekte mit je 5 GW an Zellproduktion derzeit ein Gesamt-investitionsvolumen von indischer Seite von ca. 800 Mio. € im Raum. Quelle: PV-Pilot (2025) und Branchen-Informationen.\r\nDer staatliche Absicherungsrahmen für ein Modellprojekt mit einem Investitionsvolumen von 800 Mio. € sollte dabei eine Absicherung der „Turnkey“-Verantwortung mit Hilfe des Bundes in Höhe von 250 Mio. € (ca. 30%) aufspannen. Ziel ist ein tragfähiger Garantie- oder Rückversicherungsrahmen, keineswegs eine Gewährung von Subventionen. Die Absicherung ist somit strikt risikobasiert, d. h. tatsächliche Ausgaben fallen nur bei Projektausfall an.\r\nDer strategische Beitrag zur Erlangung von Klimaneutralität in Europa und weltweit, zur Souveränität bei Schlüsseltechnologien im Systemwettbewerb sowie zur Stärkung heimischer Kernkompetenzen im Maschinen- und Anlagenbau macht eine Finanzierung des Absicherungsvehikels aus dem „Sondervermögen“ möglich. Zur Deckung müssten dabei lediglich vorübergehend Mittel bereitgestellt werden und es sind verschiedene Finanzierungsquellen denkbar. Innerhalb des „Klima- und Transformationsfonds“ (KTF 2026) würde sich folgende thematische Zuordnung anbieten:\r\n- Gruppe: 687 02 | Funktion: 649 | BMWK | Int. Energie-, Rohstoff- sowie Technologiezusammenarbeit\r\n- Gruppe: 896 03 | Funktion: 332 | BMZ | Int. Transformation\r\n- Gruppe: 896 02 | Funktion: 332 | BMUKN | Investitionen zum Schutz des Klimas […] im Ausland \r\nDabei handelt es sich nicht um Ausgaben, sondern um gewährte Garantien, welche die Mittel des Bundes ausschließlich bei Projektausfall reduzieren und aufgrund der staatlichen Beteiligung zur Reduktion des Buchungsbetrages u.U. bereits gehebelt werden können. Die Garantien müssen ausschließlich gewährt werden, bis Rückversicherungen, Hermes-Bürgschaften und private Finanzierung an den erfolgreichen Modell-Projekten andocken. Die gleichzeitige Unterstützung des Maschinenbaus rechtfertigt zudem eine eventuelle Überschreitung von Posten, welche im Jahr 2025 für Programme angesetzt wurden.\r\nPolitischer Nutzen und industriepolitische Wirkung\r\nFolgende Ziele werden durch die Absicherung erreicht:\r\n-\r\nStärkung des deutschen Maschinenbaus sowie Erhalt von technologischer Souveränität & Wissen\r\n-\r\nLangfristig verbesserte Wettbewerbsfähigkeit im globalen PV-Markt und Teilhabe an wichtigen Märkten, v.a. Indien\r\n-\r\nMultiplikator-Effekt durch Aktivierung der Investitionsbereitschaft globaler Partner\r\n-\r\nResilienz durch Diversifizierung globaler PV-Wertschöpfungsketten\r\n-\r\nExportorientierte Wachstumsimpulse für mittelständische Unternehmen & Technologie-Entwickler\r\n-\r\nUnterstützung strategischer Partnerschaften mit Ländern wie Indien und ggfs. langfristig den USA"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung (BMZ)","shortTitle":"BMZ","url":"https://www.bmz.de/de","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020003","regulatoryProjectTitle":"Beibehaltung der Gebäudephotovoltaik als zentrale Säule des Photovoltaik-Zubaus","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ae/4a/622956/Stellungnahme-Gutachten-SG2509260012.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":"1\r\nKlimaschutz und solare Energiewende auf Zielkurs halten\r\nBSW-Positionspapier\r\nfür den erfolgreichen Zubau der Gebäude-Photovoltaik\r\nStand: 19.08.2025\r\n2\r\nEinleitung\r\nDie Gebäudephotovoltaik stellt die zentrale Säule des bisherigen Photovoltaik-Zubaus dar: Rund zwei Drittel der bisher installierten PV-Leistung wurden auf Gebäuden installiert.\r\nFür den weiteren Solarzubau sieht das EEG vor, dass mindestens 50 Prozent des Zubaus als Dach-anlagen erfolgen (vgl. § 4 S. 2 EEG). Der Gesetzgeber verfolgt damit einen ausgewogenen Ansatz, der die verschiedenen Stärken der unterschiedlichen Photovoltaiksegmente ideal kombiniert.\r\nAlle PV-Marktsegmente müssen künftig einen verstärkten Beitrag zur Energiewende leisten, um das notwendige private Kapital im erforderlichen Umfang für die Dekarbonisierung und Modernisierung der Energieversorgung zu mobilisieren und die gesetzlich verankerten PV-Ausbauziele zu erreichen. Auch eine weiterhin hohe Akzeptanz für die Energiewende kann nur durch eine breite unmittelbare Partizipation von Verbrauchern und Unternehmen an preiswertem Solarstrom gesichert werden.\r\nVor diesem Hintergrund ist es nicht nachvollziehbar, dass in der energiepolitischen Debatte der letzten Wochen vereinzelt Stimmen lauter werden, die einen weiteren starken Zubau der Gebäude-PV kritisieren und einen Fokus auf den Ausbau von PV-Freiflächenanlagen fordern oder gar ein För-derende für Heimanlagen ins Spiel bringen. Aus Sicht der Solar- und Speicherbranche ist die Kritik an der Gebäude-PV an vielen Stellen unbegründet oder zumindest stark verkürzt. Sie blendet we-sentliche Vorteile der Gebäude-PV aus. Daher stellen wir als Interessenvertretung von 1.200 Solar-unternehmen entlang der gesamten Wertschöpfungskette in diesem Papier die zentralen Stärken der Gebäude-PV dar und erläutern, weshalb ein ausgewogenes Verhältnis beim Zubau von Ge-bäude- und Freiflächenanlagen entscheidend für den weiteren Erfolg der Energiewende ist:\r\n1. Photovoltaik-Ausbauziele sind nur mit Gebäude- & Freiflächen-PV erreichbar\r\n2. Gebäude-PV ermöglicht Sektorenkopplung und eine ideale Netzausnutzung\r\n3. Gebäude-PV ist wichtigster Anker der Energiewende-Akzeptanz\r\n4. Erhalt und Schaffung von Wertschöpfung und Arbeitsplätzen vor Ort in Deutschland\r\n5. Gebäude-PV stärkt Wirtschaftsunternehmen durch günstige Strompreise\r\n6. Staatliche EEG-Förderung bleibt vorerst ein notwendiges Absicherungsinstrument\r\n7. Staatliche Förderung für Photovoltaik kommt allen zugute - Industrie und Verbrauchern\r\n8. Förderende für eingespeisten Solarstrom würde zu kleineren und weniger Gebäude-PV führen, Folge: Verfehlen der Klimaziele\r\n9. Gebäude-PV erhöht die Flächeneffizienz des Solarzubaus\r\n10. Solarer Eigenverbrauch: Subventionsfrei vor Ort erzeugt & verbraucht\r\n11. Systemdienlicher Zubau der Gebäude-PV wurde auf den Weg gebracht\r\n3\r\n1. Ausbauziele nur mit Dach- & Freiflächen-PV erreichbar\r\nAuf dem Weg zu gesetzlich verankerten Klimaschutz- und Photovoltaik-Ausbauzielen wurden in den letzten Jahren im Energiesektor erste beachtliche Schritte erreicht, insgesamt wurde aber erst einen Bruchteil des Weges geschafft. Zuletzt hat sich der Zubau der Solarstromerzeugung verlang-samt, das Erreichen der nächsten gesetzlich verankerten Etappenziele ist alles andere als ein Selbstläufer.\r\nGleichzeitig wächst der Strombedarf u.a. durch die Elektrifizierung des Wärme- und Mobilitätssek-tors sowie der Zunahme von Rechenzentren und Klimaanlagen. Um die Klima- und Ausbauziele zu erreichen, braucht es daher verlässliche Investitionsbedingungen in allen PV-Marktsegmenten.\r\nStatt schädliche Debatten über eine Drosselung des Energiewende-Tempos im PV-Dachsegment zu führen, sollten jetzt die anstehenden Aufgaben der Energiewende konsequent angegangen wer-den: PV-Ausbau für alle relevanten Marktsegmente auf Zielkurs halten, Speicher ausbauen, weitere Flexibilitäten voranbringen und systemdienlich ins Stromsystem einführen.\r\n2. Gebäude-PV ermöglicht Sektorenkopplung und eine ideale Netzaus-nutzung\r\nIn der aktuellen Debatte wird stellenweise argumentiert, dass PV-Dachanlagen teurer als Freiflä-chenanlagen seien. Dabei werden allerdings lediglich vereinfachte Stromgestehungskosten be-trachtet und außer Acht gelassen, dass die Installation von Gebäudeanlagen mehrere Kostenvor-teile in Bezug auf Netznutzung und Netzausbau aufweist:\r\nDie Installation einer Solaranlage ist häufig der entscheidende Auslöser für den Einbau von Sekto-renkopplungstechnologien und somit für klimafreundliche Mobilität und Wärme. Die Kombination von Solaranlagen mit Batteriespeichern, Elektroautos oder Wärmepumpen ist heute bereits der Standardfall beim Kauf einer Photovoltaikanlage. Die Hochschule für Technik und Wirtschaft Berlin hat dabei in einer aktuelle Analyse einen entscheidenden, bisher kaum beleuchteten Vorteil des Solaren Prosuming festgestellt: Die effizienteste Nutzung der Netzinfrastruktur wird durch voll-stände Prosuming-Konstellationen mit PV-Anlage, Wärmepumpe, E-Auto und Batteriespeicher inkl. intelligentem Energie- und Lastmanagement erreicht. Durch die Kombination von Erzeugung, Verbrauch und Batteriespeicher an einem Ort kann der Netzausbaubedarf gesenkt und Kosten re-duziert werden. Für den Photovoltaik-Zubau in Prosuming-Konstellationen, die zunehmend Stan-dard werden, wird dabei durch PV-Anlagen kein zusätzlicher Netzausbau benötigt, der nicht ohne-hin bereits für die elektrischen Verbraucher erforderlich ist. Das rare Gut der Netzkapazitäten wird mit Hilfe von Gebäude-PV-Anlagen ideal genutzt.\r\n3. Gebäude-PV ist wichtigster Anker der Energiewende-Akzeptanz\r\nDie Solarenergie genießt höchstes Ansehen in der Bevölkerung: In einer YouGov-Repräsentativbe-fragung unter 2.043 Personen (18+) im Auftrag des BSW-Solar von Anfang Nov. 2024 rangierte auf\r\n4\r\ndie Frage, welche Stromarten in der nächsten Legislaturperiode in Deutschland verstärkt genutzt werden sollten an erster Stelle die Solarenergie. Insbesondere die Gebäude-PV schafft von sog. Balkonkraftwerken sowie Mieterstrom, über Eigenheimdächer bis hin zu Gewerbedachanlagen ak-tive Teilhabemöglichkeiten für alle gesellschaftlichen Akteure und ist somit ein entscheidender Faktor für die nach wie vor ungebrochen hohe Zustimmung zur Energiewende in Deutschland. Diese gilt es mit Hilfe der Gebäude-PV über den millionenfachen Zugang von Verbrauchern und Un-ternehmen zu preiswertem Solarstrom zu erhalten.\r\n4. Wertschöpfung und Arbeitsplätze vor Ort in Deutschland\r\nMit rund 150.000 Beschäftigten und einem Jahresumsatz von über 30 Milliarden Euro ist die Solar- und Speicherbranche ein bedeutender Wirtschaftsfaktor für Deutschland. Insbesondere die Ge-bäude-PV sichert dabei lokale Arbeitsplätze im örtlichen Handwerk und weiteren lokalen Unter-nehmen.\r\n5. Gebäude-PV stärkt Wirtschaftsunternehmen durch günstige Strom-preise\r\nIn Anbetracht wirtschaftlich herausfordernder Zeiten und internationaler Konkurrenz sind günstige Energiepreise eine zentrale Voraussetzung für eine starke deutsche Wirtschaft. Solaranlagen auf Gewerbe- und Industriedächern ermöglichen Unternehmen Zugang zu günstigem Solarstrom, mit einem verlässlichen Preis für die nächsten 20 Jahre.\r\n6. Staatliche EEG-Förderung bleibt vorerst ein notwendiges Absiche-rungsinstrument, das privates Kapital für die Energiewende mobili-siert\r\nDie Dynamik beim Ausbau der Photovoltaik der letzten Jahre ist maßgeblich dem Engagement und der Investitionsbereitschaft von Privatpersonen und Unternehmen zu verdanken, die Solaranlagen auf ihren Dächern installiert haben.\r\nInvestitionsbereitschaft setzt Planungssicherheit voraus. In der derzeitigen Phase der Energie-wende ist dabei der richtige Mix aus Markt und Förderung entscheidend. Mit der zunehmenden Ver-breitung solarer Batteriespeicher ist die Abhängigkeit neuer Solarstromanlagen von der EEG-Förde-rung in den letzten Jahren bereits deutlich gesunken. Der gesetzlich garantierte Förderanspruch ist für den ins öffentliche Stromnetz eingespeisten Solarstrom allerdings noch für die Mehrzahl neuer Solaranlagen-Betreiber eine wichtige Rückversicherung und ermöglicht erst den Zugang zu günsti-gen Krediten bei der in der Regel notwendigen Aufnahme von Fremdkapital. Nach einer Umfrage unter Solarinstallateuren würden sich lediglich vier von zehn Kunden ohne eine Förderung noch eine Solarstromanlage im Heimsegment anschaffen.\r\nDie GLS Bank, die den Ausbau der Erneuerbaren Energien seit Jahrzehnten mitfinanziert, bestätigt, dass der gesetzlich garantierte Förderanspruch des EEG ein zentrales Instrument für erfolgreiche Finanzierungen darstellt. Insbesondere bei Anlagen mit geringeren Eigenverbrauchsquoten oder Direktliefermodellen würde ohne eine Absicherung durch die Einspeisevergütung nach EEG der\r\n5\r\nFremdkapitalanteil sinken und die Eigenkapitalanforderung erhöht werden, wodurch die Umset-zungswahrscheinlichkeit solcher Projekte signifikant abnähme.\r\n7. Staatliche Förderung für Photovoltaik kommt allen zugute - insbe-sondere Industrie und Verbrauchern\r\nSchon heute drückt Photovoltaik den Preis an der Strombörse: Demnach wäre der Börsenpreis für Strom im letzten Jahr ohne Solarenergie um durchschnittlich 25 Prozent höher gewesen als er mit Solarenergie war. Für Energieverbraucher bedeutet das rund 9 Milliarden Euro geringere Kosten. Ein typischer Privathaushalt sparte dadurch etwa 80 Euro Stromkosten. Für industrielle Verbrau-cher liegen die Einsparungen bei etwa 10 Prozent der aktuellen Stromkosten. Hinzu kommt die Ver-meidung steigender Klimafolgekosten in Milliardenhöhe in den nächsten Jahren und Jahrzehnten.\r\n8. Förderende für eingespeisten Solarstrom → weniger u. kleinere Solar-anlagen → Verfehlen der Klimaziele\r\nDie Förderung für eingespeisten Solarstrom dient insbesondere dazu, dass günstiger Solarstrom produziert wird, der über den Eigenverbrauch hinausgeht. Die Förderung hat somit den positiven Effekt, dass dort wo ohnehin eine Solaranlage auf ein Dach gebaut wird, die Solaranlage größer ge-baut und die Dachfläche möglichst vollständig zur Stromerzeugung genutzt wird. Das ist volkswirt-schaftlich sinnvoll. Die zusätzlichen, eingespeisten Strommengen werden zudem benötigt, um den wachsenden Strombedarf u.a. durch die Elektrifizierung des Wärme- und Mobilitätssektors sowie die Zunahme energiefressender Rechenzentren und Klimaanlagen zu decken und somit die Klima-ziele zu erreichen.\r\n9. Gebäude-PV erhöht die Flächeneffizienz des Solarzubaus\r\nIn einem dichtbesiedelten Land wie Deutschland ist die effiziente Nutzung von Flächen zur Energie-gewinnung ein wichtiger Baustein zur Akzeptanzsicherung für den weiteren Ausbau Erneuerbarer Energien. Auch aus diesem Grund wurde mit dem Solarpaket ein Mindestanteil von 50 % Solar-dachanlagen beim weiteren Zubau festgelegt, eigene Auktionssegmente für besondere Solaranla-gen wie Agri- und Parkplatz-PV eingeführt sowie naturschutzfachliche Kriterien zur Steigerung der Biodiversität von Freiflächenanlagen beschlossen. Der Erfolg dieses eingeschlagenen Weges mit einem ausgewogenen Verhältnis der unterschiedlicher PV-Segmente zeigt sich an den hohem Zu-stimmungswerten zur Photovoltaik (s.o.). Eine Abkehr vom PV-Ausbau auf Dächern würde diesen erfolgreichen und zielführenden Pfad verlassen.\r\n10. Solarer Eigenverbrauch: Subventionsfrei vor Ort erzeugt & ver-braucht\r\nDer Eigenverbrauch von Solarstrom führt zu Einsparungen im Vergleich zu den Strombezugskosten. Dabei handelt es sich jedoch nicht um eine Subvention. Der Selbstverbrauch vor Ort erzeugten So-larstroms ist genauso normal wie Eigenleistungen im Haus oder der Eigenanbau von Obst und Ge-müse im Garten. Dabei greift auch der Vorwurf der vermiedenen Netzentgelte zu kurz: Nach einer\r\nAnalyse des Fraunhofer Instituts für Solare Energiesystem kann der durchschnittliche Netzbezug eines klassischen Haushalts von 4.000 kWh durch den Einsatz von E-Autos und Wärmepumpen auf ca. 6.000 – 8.000 kWh pro Jahr ansteigen. Damit tragen Prosuming-Haushalte durch die hohe An-zahl bezogener kWh somit überdurchschnittlich zur Deckung der Netzkosten bei.\r\n11. Systemdienlicher Zubau der Gebäude-PV wurde auf den Weg ge-bracht\r\nDie Betreiber von Photovoltaikanlagen im Leistungsbereich zwischen 25 und 100 kWp kommen wie die Betreiber größerer PV-Anlagen bereits seit vielen Jahren zuverlässig ihrer Verpflichtung nach, diese Anlagen für die Netzbetreiber steuerbar zu machen. Anlagen über 30 kWp, welche ab 2012 installiert wurden und Anlagen über 25 kWp, welche ab 2021 installiert wurden müssen bereits durch die Netzbetreiber steuerbar sein. Aktuell sind damit fast zwei Drittel der heute installierten Photovoltaikleistung von rund 100 GWp bereits steuerungspflichtig.\r\nMit dem „Solarspitzengesetz“ wurden Anfang 2025 nun auch kleinere PV-Neuanlagen über 7 ver-pflichtet durch den Netzbetreiber steuerbar zu sein. Weiterhin wurde die Förderung zu Zeiten nega-tiver Strompreise auch für kleinere PV-Anlagen über 2 kWp beendet. Damit haben selbst kleinste PV-Anlagen nun einen Anreiz sich marktdienlich zu verhalten. Der BSW-Solar begrüßt zudem aus-drücklich die Bemühungen der Bundesregierung, die (Marktkommunikations-) Prozesse zwischen Netzbetreibern und Direktvermarktern zu entbürokratisieren, zu digitalisieren und massenge-schäftstauglich zu machen, um die Direktvermarktung auch für kleinere PV-Anlagen zu ermögli-chen und attraktiv zu machen. Einen Zwang zur Direktvermarktung für PV-Anlagen unterhalb einer Leistung von 100 kWp lehnt der BSW-Solar unter den jetzigen, unzureichenden Rahmenbedingun-gen allerdings als zu teuer ab."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Landwirtschaft, Ernährung und Heimat (BMLEH)","shortTitle":"BMLEH","url":"https://www.bmel.de/DE/Home/home_node.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020004","regulatoryProjectTitle":"Entbürokratisierung bei Strom- und Energiesteuer","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/36/06/622958/Stellungnahme-Gutachten-SG2509260030.pdf","pdfPageCount":10,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nStellungnahme des BSW – Bundesverbandes Solarwirtschaft zum Referentenentwurf des Bundesfinanzministeriums zum\r\nEntwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Ener-giesteuer- und des Stromsteuergesetzes\r\nStand: 13.08.2025\r\nInhalt\r\n1. Zusammenfassung .................................................................................................... 2\r\n2. Anlagendefinition praktikabel anpassen .................................................................... 2\r\n3. Stromspeicher systemdienlich aktivieren .................................................................. 3\r\n3.1 Abgrenzung befreiter Strommengen praktikabel regeln .......................................... 3\r\n3.2 Flexiblen Mischbetrieb mit Speichern EEG-konform regeln ..................................... 4\r\n3.3 Gleichlauf der Befreiungen mit dem Energiewirtschaftsrecht ................................. 4\r\n4. Entbürokratisierung muss konsequent weitergedacht und umgesetzt werden ............. 4\r\n4.1 Anwendungserleichterung für Volleinspeise-Anlagen ........................................... 5\r\n4.2 Einspeisesituation mit Querlieferungen (Pooling-Parks) ....................................... 6\r\n5. Gleichlauf von materieller Steuerpflicht und Meldepflichten ...................................... 7\r\n6. Insbesondere: Entfallen der 1 MW Schwelle ............................................................... 7\r\n7. Stromsteuerbefreiung bei Lieferung über Dritte .......................................................... 8\r\n8. Pauschalierung zum Netzbezug praxistauglich machen .............................................. 8\r\n9. Ausweitung der 2 MW Grenze für Contractingfälle ...................................................... 9\r\n10. Vollzug vereinfachen und praktikabel digitalisieren .................................................. 9\r\n2\r\n1. Zusammenfassung\r\nAls Interessenvertretung der Solartechnik- und Solarspeicher-Branche begrüßt der Bundes-verband Solarwirtschaft die Initiative des Bundesministeriums der Finanzen, die Strom- und Energiesteuer zu modernisieren und zu entbürokratisieren. Der vorliegende Referentenent-wurf bringt wichtige Klarstellungen und deutliche Vereinfachungen. Für die Betreiber wichtiger Anlagensegmente Im Bereich der Photovoltaik verbleiben aber bürokratische Hürden, die im weiteren Gesetzgebungsverlauf ebenfalls aufgegriffen werden sollten, um eine echte Entbüro-kratisierung bei der praktischen Durchführung der Besteuerung in allen Anwendungsfeldern zu erreichen.\r\nDie Novelle der Stromsteuer nimmt zum Teil deutliche Veränderungen am Verfahren der Er-fassung und Erhebung vor und enthält zahlreiche Verordnungsermächtigungen. Mit dieser Stellungnahme nehmen wir deshalb eine erste Einschätzung und Bewertung vor und geben Hinweise für aus unserer Sicht notwendige Ergänzungen. Unsere Analyse werden wir im wei-teren Verlauf des Gesetzgebungsverfahrens noch vertiefen und unsere Vorschläge konkreti-sieren.\r\nFestzustellen ist, dass im Entwurf bereits erhebliche Anstrengungen unternommen werden, Erfassung und Vollzug der Stromsteuer von unnötiger Bürokratie zu entlasten und Anwen-dungsfälle zu reduzieren, bei denen bisher aufwändige Ermittlungen und Meldungen durchzu-führen waren, ohne dass steuerliche Erlöse entstanden wären. Die meisten Betreiber kleiner Anlagen werden künftig stromsteuerlich weder Erlaubnisse beantragen noch Strommengen melden müssen.\r\nDas Ziel, solche Sachverhalte zu minimieren könnte an mehreren Stellen noch erweitert und konsequenter umgesetzt werden. Erkennbar ist das intensive Bemühen um Entbürokratisie-rung und Vereinfachung insbesondere im Bereich der Stromweitergabe aus Erneuerbaren Energien innerhalb von Kundenanlagen und bei der Klarstellung und Zuordnung von Rollen als Versorger oder Letztverbraucher bezüglich des Betriebs von Ladepunkten und Speichern.\r\nBei den Schwellen von Meldepflichten (schon ab 1 MW) sollte Gleichlauf mit der materiellen Befreiung (bis 2 MW) hergestellt werden und sich beides an der höheren Schwelle orientieren.\r\nAus unserer Sicht fehlt im Entwurf noch eine für das Gelingen der Energiewende wichtige Re-gelung, um bei der systemdienlichen Nutzung von stationären Stromspeichern und E-Autos das doppelte Anfallen der Stromsteuer zu vermeiden.\r\nInsgesamt sollte das Gesetzgebungsverfahren genutzt werden, die vielen sinnvollen Ansätze im Gesetzentwurf zur Vereinfachung und Entbürokratisierung bei der Stromsteuer konsequent zu Ende zu führen. Damit würde aus dem guten Entwurf ein großer Wurf.\r\n2. Anlagendefinition praktikabel anpassen\r\nDer BSW begrüßt ausdrücklich den Wegfall der standortübergreifenden Verklammerung nach § 12b Abs. (2) StromStV als ein wichtiger Schritt. Die im Gesetzentwurf gewählte Regelung wirft jedoch neue Abgrenzungsprobleme auf durch die Einführung des nicht definierten\r\n3\r\nBegriffs des „Standorts“ und durch den Wegfall des Begriffs der „unmittelbar miteinander ver-bundenen Stromerzeugungseinheiten“.\r\nWir schlagen deshalb vor, als Kriterium für die Definition einer Anlage den Begriff des Stand-orts durch ein praktikableres Kriterium zu ersetzen. Eine Abgrenzung zwischen einzelnen Anla-gen ist sehr gut dadurch möglich, dass Anlagen unterschiedlich gefahren werden können.\r\n•\r\nBSW-Vorschlag\r\nDeshalb schlagen wir folgende Fassung von Abs. (1) des §12b StromStV vor:\r\nMit Ausnahme von Stromspeichern nach § 2 Nummer 9 des Stromsteuergesetzes gelten meh-rere unmittelbar miteinander verbundene Stromerzeugungseinheiten, mit denen der Energie-gehalt von Energieträgern in elektrischen Strom umgewandelt wird, als Anlage im Sinne des Stromsteuergesetzes und dieser Verordnung. Nicht unmittelbar miteinander verbunden sind insbesondere Anlagen, bei denen eine getrennte Fahrweise möglich ist.\r\nAls Anlage nach Satz 1 gelten insbesondere Stromerzeugungseinheiten, die von demselben Betreiber an einem Standort betrieben werden und in denen Strom entweder\r\n1. aus gleichartigen erneuerbaren Energieträgern nach § 2 Nummer 7 des Stromsteuergeset-zes,\r\n2. aus Energieträgern im Sinne der §§ 2 und 3 der Biomasseverordnung in einem Kraft-Wärme-Kopplungsprozess,\r\n3. aus sonstigen Energieträgern in einem Kraft-Wärme-Kopplungsprozess oder\r\n4. auf andere Art und Weise\r\nerzeugt und die netto erzeugte Strommenge ganz oder teilweise am Standort ohne Nutzung eines Netzes der allgemeinen Versorgung mit Strom entnommen wird. Stromerzeugungsein-heiten nach Satz 2 gelten auch als eine Anlage, wenn mindestens die netto erzeugte Strom-menge eingespeist wird (Volleinspeisung). § 9 Absatz (1a) Satz 2 des Stromsteuergesetzes gilt entsprechend.\r\n3. Stromspeicher systemdienlich aktivieren\r\n3.1 Abgrenzung befreiter Strommengen praktikabel regeln\r\n§ 5 Abs. (4) StromStG-E regelt die Besteuerung von gespeichertem Strom. Es sollte klargestellt werden, wie die Abgrenzung und Bilanzierung der Strommengen, die von der Befreiung der Stromsteuer erfasst werden, erfolgen soll. Ein bewährtes System findet sich in der Regelung des § 21 Abs. (4) EnFG, weshalb wir einen Verweis auf diese Regelung begrüßen würden.\r\nDieser Verweis könnte direkt im Gesetzeswortlaut als neuer Satz 4, oder auch in der Begrün-dung zum Gesetzesentwurf erfolgen. Anbieten würde sich die Hinzufügung des Satzes (in der Begründung auf S. 68 oder als § 5 Abs. (4) S. 4): „Hinsichtlich der Bilanzierung und Abgrenzung der Strommengen wird auf § 21 Abs. (4) EnFG verwiesen.“ Der sehr allgemeine Satz „Eine bi-lanzielle Betrachtung der Strommengen in Bezug auf das jeweilige Veranlagungsjahr ist dabei\r\n4\r\nzulässig“ in der Begründung auf S. 68 könnte dafür nach unserer Auffassung gestrichen wer-den.\r\n3.2 Flexiblen Mischbetrieb mit Speichern EEG-konform regeln\r\nMehrere Gesetze enthalten wie der § 5 Abs. (4) StromStG Regelungen, die eine Doppelbelas-tung von gespeichertem Strom vermeiden, der zeitversetzt in das Netz der öffentlichen Versor-gung zurückgespeist wird. Diese Strommengen sollen der Gesetzeslogik entsprechend nur ein Mal und jeweils erst beim tatsächlichen Letztverbrauch belastet werden.\r\nBei der Ausgestaltung der Regelung sollten daher Konstellationen berücksichtigt werden, in denen stationäre oder mobile Speicher (E-Autos bzw. deren Ladestationen) mit Photovoltaik-anlagen in den Kundenanlagen kombiniert genutzt werden. Solche Konstellationen sind be-reits heute im privaten und gewerblichen Bereich ein Standardfall, nehmen bisher aber meist nicht am Strommarkt teil, weil praktikable Regelungen zur Vermeidung der – gesetzlich nicht gewollten – Doppelbelastung fehlen.\r\nBatteriespeicher stellen aber ein wichtiges systemdienliches Element im Stromsystem dar, dessen Kapazität weitestgehend flexibel für den Strommarkt erschlossen werden sollten, um bestmögliche Energieeffizienz, Ressourceneffizienz und Kosteneffizienz im Stromsystem zu erreichen.\r\nAus diesem Grund wurde mit § 19 Abs. (3c) EEG 2023 eine Regelung geschaffen, um die rele-vanten Strommengen für Anlagen bis 30 kW praxisgerecht pauschal zu bestimmen, weil sich komplexe Messkonzepte bei diesen Anlagen im Massenmarkt nicht umsetzbar erwiesen. Diese kommt ohne komplexe Messkonzepte mit nur einem Zähler aus. Nach diesem Modell werden voraussichtlich die meisten Kleinanlagen zukünftig betrieben werden.\r\nDer BSW spricht sich dringend dafür aus, dass bei Anlagen bis 30 kW zur Bestimmung der vor einer Doppelbesteuerung gemäß § 5 Abs. (4) StromStG zu schützenden Strommengen die Be-rechnungsmethode gemäß § 19 Abs. (3c) EEG verwendet wird.\r\n3.3 Gleichlauf der Befreiungen mit dem Energiewirtschaftsrecht\r\nWir bitten um Klarstellung hinsichtlich der Bedeutung des § 5 Abs. (4) Satz 4 StromStG. Sind damit auch Speicherverluste gemeint? Im § 21 EnFG und in § 118 Abs. (6) EnWG werden Spei-cherverluste auch von der Befreiung von Netzentgelten bzw. Umlagen erfasst. Im Stromsteu-ergesetz sollte zu diesen Regelungen unbedingt ein Gleichlauf erreicht werden, da sonst eine umständliche Bilanzierung droht.\r\n4. Entbürokratisierung muss konsequent weitergedacht und umge-setzt werden\r\nFür eine effektive Entbürokratisierung und eine Beschleunigung des Zubaus von Solaranlagen sind indes weitere Schritte notwendig, die in dem Referentenentwurf noch nicht hinreichend berücksichtigt wurden. Um im Sinne der Photovoltaik-Strategie der Bundesregierung den Aus-bau der Solarenergie zu fördern, muss die Stromerzeugung durch Solarenergie sowohl in der\r\n5\r\nFläche, als auch auf Immobilien massiv ausgeweitet werden. Dazu kann die Entbürokratisie-rung im StromStG einen substanziellen Beitrag leisten. Während PV-Anlagen umsatzsteuer-lich und ertragsteuerlich bereits weitgehend privilegiert sind, verbleibt bei der Anwendung des StromStG bisher ein unverhältnismäßig hoher Bürokratieaufwand.\r\n4.1 Anwendungserleichterung für Volleinspeise-Anlagen\r\nSolaranlagen, die den erzeugten Strom (netto) vollständig einspeisen, sind bereits heute über die Ausnahmeregelung hinsichtlich des Versorgerstatus gemäß § 1a Abs. (5) S. 1 StromStV be-günstigt. Diese Begünstigung erscheint konsequent, da die Einspeisung des Stroms der Ent-nahme von Strom aus dem Netz (§ 5 Abs.(1) StromStV) vorgelagert ist und dadurch stromsteu-erliche Belange nicht beeinträchtigt sind. Die bloße Einspeisung führt nicht zur Steuerentste-hung nach § 5 StromStG. Die Begrenzung der Ausnahme nach § 1a Abs. (5) S.1 StromStV auf Anlagen bis zur Grenze von zwei Megawatt (MW) Nennleistung erscheint überflüssig. Der Schwellenwert sollte daher ersatzlos gestrichen werden. Unabhängig von der Nennleistung besteht kein Anlass, Betreiber von Volleinspeiser-Anlage als (Voll)Versorger zu bewerten, da steuerliche Belange nicht gefährdet sind.\r\nParallel zur Ausnahme vom Versorgerstatus sollte eine Anwendungserleichterung für die Stromsteueranmeldung eingeführt werden. Derzeit sind Betreiber von PV-Anlagen in der Pflicht, jährlich zum 31.05. des Folgejahres den Eigenverbrauch der PV-Anlage (Wechselrich-ter; Kühlung, Trafo etc.) zur Steuer anzumelden, obgleich die entsprechenden Mengen in der Regel vollständig über § 12c StromStV entlastungsfähig sind. Dieses Verfahren führt zu einem erheblichen Bürokratieaufwand, da Betreiber in der Pflicht sind, den Eigenverbrauch der PV-Anlage korrekt abzugrenzen. Dies ist aber messtechnisch oft nicht möglich, sodass mit Schät-zungen bzw. Annäherungen gearbeitet wird. Dieser zusätzliche Aufwand führt aber nicht zu zusätzlichen Steuereinnahmen, da die ggf. als steuerpflichtig deklarierte Strommenge in der Regel eins zu eins durch die Entlastung nach § 12c StromStV wieder vergütet wird.\r\nDieser bürokratische Mehraufwand kann durch eine Ausnahme von der Pflicht zur Steueran-meldung für Volleinspeise-Anlagen effektiv vermieden werden. Betreiber von Anlagen, die den erzeugten Strom (netto) vollständig einspeisen, sollten von der Pflicht zur jährlichen Stromsteueranmeldung nach § 8 StromStG ausgenommen werden. Dies entlastet zugleich die Zollverwaltung.\r\nDer gleiche Sachverhalt gilt entsprechend bei Solar-, Wind- und Batterieparks an größeren und gemischten Standorten, die ausschließlich zur Stromerzeugung, Stromspeicherung und Stromeinspeisung betrieben werden. An solchen Standorten findet in der Regel kein strom-steuerpflichtiger Verbrauch des Solar- und Windstroms statt.\r\nIn der Verordnung oder einer ergänzenden Verwaltungsanweisung könnte einheitlich festge-legt werden, unter welchen Voraussetzungen und bei welchen konkreten Gegebenheiten – beispielsweise in Form einer Positiv- oder Ausschlussliste – von einem reinen Erzeugungspark (Volleinspeisepark) auszugehen ist. Dies würde die Betreiber und die Zollverwaltung von auf-wändigen Ermittlungen und Berechnungen sowie Schätzungen in jedem Einzelfall entlasten und das Ziel der Entbürokratisierung konsequent zu Ende führen.\r\n6\r\n4.2 Einspeisesituation mit Querlieferungen (Pooling-Parks)\r\nProblematisch bleiben die Stromsteuerbefreiungstatbestände für erneuerbare Parks in denen mehrere Anlagen von verschiedenen juristischen Personen betrieben werden, welche die Inf-rastruktur des erneuerbaren Parks gemeinsam nutzen (meist über eine gemeinsame Infra-strukturgesellschaft), alle Anlagen am gleichen Netzverknüpfungspunkt angebunden sind und die Betreiber gemeinsam gegenüber dem Netzbetreiber abrechnen.\r\nDer Bundesverband Erneuerbare Energien hat dies in seiner Stellungnahme anhand von Wind-parks wie folgt näher erläutert, bezieht sich aber auch auf andere Technologien wie Photovol-taik sowie Mischparks mit Windenergie, Solaranlagen und Batteriespeichern.\r\nDiese Anlagen versorgen sich genau wie in jedem anderen Park in bestimmten Situationen mit Strom. Da hierbei aber nicht von einem „Selbstverbrauch“ gesprochen werden kann, würden diese Konstellationen nicht unter die Befreiung der Nummer 2 fallen.\r\nPraktisch bedeutet dies, dass die Anlagenbetreiber, den untereinander gelieferten Strom ge-genüber dem Hauptzollamt als stromsteuerpflichtigen Strom melden müssten, um sich an-schließend davon befreien zu lassen (ausgehend von der Annahme, diese Konstellation falle unter § 1a Absatz (7) StromStV). Der überwiegende Teil dieser Stromlieferungen dürfte nach § 9 Absatz (1) Nummer 2 von der Stromsteuer befreit sein. Allein über die einzelnen Verbraucher der Windenergieanlage, z. B. Befahranlage oder Beleuchtung, wird aktuell immer wieder mit den Hauptzollämtern gestritten. Aber auch bei diesen Strommengen handelt es sich praktisch um minimale Verbräuche bzw. dienen diese zumindest mittelbar der Sicherstellung der Be-triebsbereitschaft der Anlagen.\r\nAuch bezüglich der Verantwortung der Infrastrukturgesellschaften ergeben sich in der Praxis größere Anwendungsprobleme und Verwaltungsaufwände: Es dürften Infrastruktur-/UW-Ge-sellschaften häufig gemäß § 1a Absatz (1a) StromStV für den Bezugsstrom aus dem Netz nicht mehr als Versorger gelten. Insoweit gelten dann auch die „nachgelagerten“ WEA-Betreiber als Letztverbraucher, § 1a Absatz (4) Nr. 2 StromStV. Das bedeutet, dass für den Strombezug aus dem Netz auch in solchen Konstellationen allein der externe Stromlieferant „stromsteuer-rechtlich zuständig“ bleibt. Er hat den Strom dann grundsätzlich versteuert zu liefern. Dies än-dert aber ausdrücklich nichts an der Möglichkeit der WEA-Betreiber, für den Bezugsstrom Ent-lastungsanträge nach § 12a StromStV zu stellen (§ 1a Absatz (1a) Satz 3 StromStV), da der Strom hier wiederum zur Stromerzeugung eingesetzt wird.\r\nIn der Konstellation der Pooling-Windparks besteht daher ein hoher Verwaltungsaufwand für die Hauptzollämter und die Betreiber, ohne dass die Hauptzollämter merklich Stromsteuer generieren würden. Diese Situation ist unbefriedigend. Es wäre daher sinnvoll, diese Konstel-lationen auch unter Nummer 2 zu definieren. Dies ist möglich, indem man folgende Ergänzung in den Gesetzestext aufnimmt:\r\n„Strom, der in Anlagen mit einer elektrischen Nennleistung von mehr als zwei Megawatt aus erneuerbaren Energieträgern erzeugt und\r\na. vom Betreiber der Anlage am Ort der Erzeugung zum Selbstverbrauch,\r\nb. in anderen Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern mit elektri-scher Nennleistung von mehr als zwei Megawatt, die über denselben Verknüpfungs-punkt mit dem Netz verbunden sind,\r\n7\r\nc. von Neben- und Hilfsanlagen der Anlage oder anderer Anlagen zur Stromerzeugung mit einer elektrischen Nennleistung von mehr als zwei Megawatt aus erneuerbaren Energieträgern, die über denselben Verknüpfungspunkt mit dem Netz verbunden sind, entnommen wird.“\r\nDie Erweiterung der Ausnahme der Befreiung von der Stromsteuerpflicht beim „Kraftwerksei-genverbrauch“ auf den beschriebenen Erzeugungssachverhalt würde an die Grundsätze des Stromsteuerrechts anknüpfen und dürfte daher auch aus europarechtlicher Beihilfesicht un-problematisch sein.\r\n5. Gleichlauf von materieller Steuerpflicht und Meldepflichten\r\nGenerell sollten Anzeige- und Meldepflichten wie im Steuerrecht zumeist üblich, keine steuer-befreiten Sachverhalte umfassen, sondern erst dort ansetzen, wo auch von einer Steuerzah-lung auszugehen ist. Über die durch das EEG und weiteres Energiewirtschaftsrecht vorgege-benen Anmeldepflichten für die Anlagen (u. a. Marktstammdatenregister) und die Zugänglich-keit der Daten für die Zollverwaltung bestehen ausreichend Kontrollmöglichkeiten, die somit im Ergebnis doppelte Bürokratiepflichten nicht nur unverhältnismäßig, sondern auch entbehr-lich machen.\r\nSo sollte die Erlaubnispflicht für die Lieferung von steuerbefreitem Strom bei Anlagen zwi-schen 1 bis 2 MW schlicht entfallen. Die Kontrolle einer Lieferung, die von der Steuer befreit ist, erscheint überflüssig, zumal sich der Sacherhalt bei Anlagen bis 1 MW nicht von Anlagen über 1 bis 2 MW unterscheidet.\r\n6. Insbesondere: Entfallen der 1 MW Schwelle\r\nWeiterhin findet sich im Gesetz neben der Schwelle von 2 MW für die materielle Befreiung (§ 9 StromStG eine Schwelle von 1 MW für bestimmte Meldepflichten (§10 StromStG). Damit ent-scheidet nicht die Schwelle der Steuerbefreiung darüber, ob ich von Bürokratie betroffen bin, sondern bereits die niedrigere 1-MW-Schwelle.\r\nDabei entstehen zwischen 1 und 2 MW materiell gar keine Folgepflichten, wenn der Betreiber die Erlaubnis für den steuerfreien Selbstverbrauch bzw. die steuerfreie Drittbelieferung einge-holt hat. Versäumt er dies, muss er den Strom versteuern und Erstattung beantragen – was in Fällen der Nichtkenntnis zu rechtlichen Komplikationen führt die eigentlich überflüssig sind.\r\nEine Differenzierung der Meldepflichten bei Anlagen größer 1 MW bis 2 MW ist deshalb aus Sicht des BSW nicht sinnvoll und auch nicht nachvollziehbar, insbesondere bei den strom-steuerlichen Sachverhalten, bei denen im Ergebnis keine Stromsteuer anfällt. Der BSW plä-diert deshalb dafür, die 1-MW-Schwelle zumindest hierfür entfallen zu lassen und stromsteu-erliche Anmelde- und Meldepflichten grundsätzlich frühestens bei Überschreiten der 2-MW-Schwelle (bzw. bei einer Anhebung siehe Punkt 9 auf die dann zutreffende Schwelle) anzuhe-ben.\r\n8\r\n•\r\nBSW-Vorschlag\r\nStreichung der Nummer 3 in §9 Abs. (4) StromStG:\r\n§ 9 Abs. (4):\r\n(4) Der Erlaubnis bedarf, wer\r\n1. nach Absatz (1) Nummer 1 bis 3 von der Steuer befreiten Strom entnehmen will,\r\n2. nach Absatz (2) oder Absatz (3) begünstigten Strom entnehmen will oder\r\n3. von der Steuer befreiten Strom nach Absatz 1 Nummer 3 Buchstabe b an Letztverbraucher leisten will.\r\nDie Erlaubnis wird auf Antrag unter Widerrufsvorbehalt Personen erteilt, gegen deren steuerli-che Zuverlässigkeit keine Bedenken bestehen. Sie ist zu widerrufen, wenn die Voraussetzung nach Satz 2 nicht mehr erfüllt ist.\r\n7. Stromsteuerbefreiung bei Lieferung über Dritte\r\nLieferungen innerhalb der Kundenanlage sind von der Stromsteuer befreit. Dies ist bisher be-schränkt auf die Abwicklung durch den Anlagenbetreiber. In der Praxis werden aus Gründen der sinnvollen Abwicklung häufig Dienstleister beauftragt und insbesondere bei den energie-wirtschaftlich eher anspruchsvollen Mieterstromkonzepten ist dies für einen Anlagenbetreiber aus praktischen und rechtlichen Gründen häufig nicht anders möglich. Sobald ein Dienstleis-ter involviert ist, greift jedoch die Steuerbefreiung nicht mehr, obwohl es sich um denselben Sachverhalt handelt. Hier wird Gleiches ungleich behandelt. Zwar wird in der Praxis versucht, dies durch Einschränkung der Aufgaben des Dienstleisters oder Verpachtung der Anlage an den Dienstleister zu lösen, doch sind diese hilfsweisen Lösungsansätze ebenfalls wenig prak-tikabel und erzeugen neue rechtliche Fragen und Probleme. Lieferkettenmodelle innerhalb der Kundenanlage sollten deshalb wie eine einfache Lieferung in der Kundenanlage behandelt werden.\r\n•\r\nBSW-Vorschlag\r\nVor diesem Hintergrund sollte folgender § 9 Absatz (1) Nummer 3 c) neu in das Stromsteuerge-setz aufgenommen werden:\r\n„durch einen Dritten am Ort der Erzeugung entnommen wird und ohne durch ein Netz der all-gemeinen Versorgung mit Strom durchgeleitet zu werden an Letztverbraucher geleistet wird, die den Strom im räumlichen Zusammenhang zu der Anlage entnehmen“\r\n8. Pauschalierung zum Netzbezug praxistauglich machen\r\nDie bereits vorhandene Vereinfachungsregelung in § 12a Abs. (3) StromStV lässt sich in der Praxis nicht gut umsetzen. Hier geht es um die Stromsteuerbefreiung für aus dem Netz bezo-genen Strom zur Stromerzeugung. Damit diese Regelung ihre Wirkung entfalten kann, sollte klargestellt werden, welche Pauschale gilt, wenn der Betreiber ausschließlich seinen Netzbe-zugsstrom entlasten lassen möchte. Bislang geht die Regelung nach Auffassung der Zollver-waltung davon aus, dass sie sich auf den gesamten Anlageneigenverbrauch bezieht, also\r\n9\r\nsowohl den selbst erzeugten als auch auf den Netzbezug, weshalb die Pauschale nur dann ge-nutzt werden darf, wenn der Anlageneigenverbrauch zuvor versteuert wird und hierfür nicht die Befreiung nach § 9 Abs. (1) Nr. 1 bzw. 3 StromStV genutzt wird. Gelöst werden könnte das, indem für den selbst erzeugten Anlagenverbrauch § 9 Abs. (1) Nr. 1 bzw. 3 zu nutzen wäre und für den aus dem Netz bezogenen Strom eine Pauschale nach § 9 Abs. (1) Nr. 2 (§ 12a StromStV).\r\n9. Ausweitung der 2 MW Grenze für Contractingfälle\r\nDie Begrenzung auf Anlagen bis zu einer elektrischen Nennleistung von zwei Megawatt gemäß § 9 Abs. (1) Nr. 3b) StromStG hat sich als Hemmschuh für den Ausbau von PV-Anlagen beson-ders bei Modellen der Stromweitergabe im räumlichen Zusammenhang zur Anlage („Contrac-ting-Modell“) erwiesen und sollte daher angepasst werden.\r\nIn den vergangenen Jahren hat die Nennleistung pro Flächeneinheit bei PV-Modulen deutlich zugenommen. Auf modernen Gewerbeimmobilien werden PV-Anlagen projektiert und instal-liert, deren Nennleistung teilweise deutlich oberhalb des Schwellenwertes von 2 MW liegt bzw. liegen könnte. Diese – für die Nutzung der solaren Strahlungsenergie besonders attrakti-ven – großen Dachflächen können oftmals nicht von der Stromsteuerbefreiung gemäß § 9 Abs. (1) Nr. 3b) im Contracting-Modell profitieren. In der Projektgestaltung werden daher häufig An-lagen gewählt, deren Nennleistung knapp unterhalb der Schwelle von 2 MW liegt, obwohl hier-durch die Dachfläche nicht vollständig ausgenutzt wird. Diese Beschränkung läuft dem weite-ren Aus- und Aufbau von PV-Anlagen im Immobiliensektor zuwider und erscheint weder im In-teresse der Energiewende, noch der Immobilie, die dezentral mit Strom aus der Solaranlage versorgt werden soll.\r\n•\r\nBSW-Vorschlag\r\nDie 2-MW-Schwelle sollte daher ein zeitgemäßes Update erfahren. Um der technologischen Entwicklung Rechnung zu tragen und den Ausbau der Solarenergie weiter aktiv zu fördern schlagen wir vor, die Schwellenwerte des § 9 Abs (1) Nr. 1 und Nr. 3 StromStG von 2 MW auf 3 MW elektrischer Nennleistung anzuheben. Die betroffenen Anlagen unterliegen auch weiter-hin einer effektiven Steueraufsicht, da der Erlaubnisvorbehalt nach § 9 Abs. (4) StromStG fort-besteht.\r\n10. Vollzug vereinfachen und praktikabel digitalisieren\r\nNeben den rechtlichen Grundlagen durch Stromsteuergesetz und die daraus abgeleiteten Ver-ordnungen sollten Gesetzgeber und Finanzverwaltung die Gelegenheit nutzen, die Meldepro-zesse und Datenverarbeitung praxisgerecht zu überarbeiten. Vorbild dabei könnten die benut-zerfreundlichen Prozesse der Elektronischen Steuererklärung (ElStEr) sein.\r\nBisher brauchten selbst Anlagenbetreiber, die am Ende keine Stromsteuer zu zahlen hatten, häufig teure hochspezialisierte fachanwaltliche Beratung, um sicherzugehen,\r\nUnwissenheit, Unverständlichkeit und In führten zu nicht oder falsch abgegebenen Stromsteuermeldungen und weder gewollten noch finanziell begründeten Konflikten mit\r\n10\r\nRecht und Gesetz. Regeln und Verfahren müssen so gestaltet sein, dass ein sachkundiger Be-troffener selbst in der Lage ist, seine Stromsteuer-Melde- und Steuerpflichten einzuschätzen und in gewöhnlichen Fällen notwendige Meldungen und Erklärungen selbst abzugeben. Selbst für Fachanwälte war dies bisher nur nach intensiver Einarbeitung und mit großem Aufwand möglich."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021272","regulatoryProjectTitle":"Rechtssicherheit Kundenanlage ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/3e/15/655637/Stellungnahme-Gutachten-SG2512120016.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":"\r\nBerlin, 25. August 2025\r\nVerbändeappell Kundenanlage\r\nEnergiewende und Wettbewerbsfähigkeit sichern – Bürokratieflut ohne Nutzen verhindern\r\nAusgangslage:\r\nDer BGH hat im Mai 2025 auf Grundlage eines zuvor ergangenen Urteils des EuGHs zur Kundenanlage\r\nentschieden. Die daraus folgende Neuauslegung hat massive negative Auswirkungen auf die bisher\r\nregulierungsfreie und damit wenig Kosten verursachende Stromversorgung in Immobilien, Gewerbe,\r\nIndustrie und Kommunen. Sie gefährdet zudem das Fundament der bewährten betrieblichen Praxis,\r\nda die Konstrukte nun als regulierte Verteilnetze gelten könnten. Dadurch drohen massive wirtscha􀅌-\r\nliche Verwerfungen. Dies belastet und gefährdet sowohl Energiewende und Klimaschutz als auch die\r\nWettbewerbsfähigkeit vieler Unternehmen. Es besteht bereits jetzt aufgrund des Schwebezustands\r\neine erhebliche Rechtsunsicherheit. Fällt der Status Kundenanlage, droht eine Welle an unabsehbaren\r\nBürokratiepflichten, die volkswirtschaftlich keinerlei Mehrwert brächten und das Ziel der Entbürokra\r\ntisierung konterkarieren.\r\nWir fordern daher kurzfristig:\r\n Die Bundesregierung sollte rasch einen Runden Tisch zur Kundenanlage einrichten, um gemeinsam\r\nLösungsmöglichkeiten auch mit Blick auf die europäische Ebene zu besprechen. Die\r\nunterzeichnenden Organisationen bieten dafür ihre Unterstützung an.\r\n Die Bundesnetzagentur sollte für den derzeitigen Schwebezustand klarstellen, dass Neuanschlüssen\r\nvon Kundenanlagen nichts im Wege steht, sofern sie den aktuell geltenden Regelungen\r\ndes EnWG Genüge tun.\r\n Die Bundesregierung sollte so schnell wie möglich eine Lösung finden, die die etablierte Praxis\r\nrechtlich absichert, ohne dabei die Möglichkeiten der Anschlussnutzer innerhalb der Kundenanlage\r\nauf freie Lieferantenwahl einzuschränken. Dabei sollte die aktuelle Rechtslage\r\nnicht ohne Folgenabschätzungen geändert werden.\r\nBetroffenheit:\r\nDie konkrete Anzahl an Kundenanlagen ist bislang an keiner Stelle erfasst, da der Status auf einer\r\nSelbsteinschätzung beruht. Wir schätzen, dass die Zahl im sechsstelligen Bereich liegt.\r\n In der Wohnungswirtschaft wären im Grunde alle Modelle nicht mehr wirtschaftlich, bei denen\r\nStrom lokal erzeugt und an Mieter und Miteigentümer geliefert wird. Jede Hausverteileranlage\r\nkönnte ohne Klarstellung als reguliertes Verteilnetz zu bewerten sein. Das hätte zur Folge, dass\r\ndie Strompreise deutlich steigen würden. Damit würden die Bewohner von Mehrfamilienhäusern\r\ngegenüber Einfamilienhäusern benachteiligt und die Partizipation in Mehrfamilienhäusern an der\r\nEnergiewende geschwächt, die politisch gewünscht ist und gerade erst durch Reformen der Mieterstrommodelle\r\nverbessert wurde.\r\n Wirtschaftsimmobilien wie Einkaufzentren, Supermärkte, Logistikkzentren, Rechenzentren oder\r\nBürogebäude benötigen den Status als Kundenanlagen, da die interne Stromverteilstrukturen\r\nDritte wie Bäckereien, Mobilfunkmasten oder Fremdbüros mitversorgen. Hier drohen erhebliche\r\nMehrkosten und die Objektversorgung durch Investitionen in Solaranlagen oder Wärmepumpen\r\nsteht in Frage.\r\n In der Industrie sind Kundenanlagen Standard. Diese dienen sowohl der Eigenversorgung sowie\r\nder Versorgung von Dritten. Dritte können sein: Schwesterunternehmen, Kan􀆟nen, Dienstleister\r\noder andere Industriebetriebe, die sich mit auf dem Gelände befinden. Die Industrie benö􀆟gt den\r\nStatus der Kundenanlage weiterhin, da ein regulierter Netzbetrieb Unternehmen sowohl aus der\r\nGroßindustrie als auch aus dem Mi􀆩elstand überfordern würde. Dies resul􀆟ert aus den regulatorischen\r\nAnforderungen. Allein der Einbau der notwendigen Messinfrastruktur würde schnell zu\r\nKosten in Millionenhöhe führen. Hinzu kämen nicht kalkulierbare Mehrkosten für zusätzliches\r\nPersonal. Die We􀆩bewerbsfähigkeit vieler tausend Industriebetriebe dür􀅌e in Frage stehen.\r\n Auch in zahlreichen anderen Bereichen sind Kundenanlagen üblich, wie z. B. bei kommunalen Gebäuden,\r\nöffentlichen Einrichtungen und Quar􀆟eren sowie generell bei Quar􀆟erskonzepten u. a.\r\nmit Wohnungseigentümergemeinscha􀅌en auch in Form von Einfamilienhäusern, und es drohen\r\ndieselben Konsequenzen wie bei der Wohnungswirtscha􀅌, Wirtscha􀅌simmobilien und der Industrie.\r\nAuswirkungen\r\n Sollten die Gerichtsurteile eine Wirkung in den Bestand en􀆞alten, würden enorme Mehrkosten\r\nim Milliardenbereich durch Regulierungsanforderungen, ggf. Netzentgelte und den damit\r\neinhergehenden Bürokra􀆟eaufwänden vertraglichen Änderungen, neuen Messeinrichtungen\r\nsowie Netzumlagen einhergehen. Die Aufwände für Netzbetreiberpflichten würden sprungha\r\n􀅌 steigen, ohne dass dadurch ein volkswirtscha􀅌licher Mehrwert entsteht.\r\n Gleichzei􀆟g würde der Netzbetrieb künstlich in Branchen ausgeweitet, deren Kernwertschöpfung\r\nund Exper􀆟se in ganz anderen Feldern liegt.\r\n Die damit einhergehende Unsicherheit strahlt bereits in den Markt aus. Einzelne Netzbetreiber\r\nverweigern z. B. Neuanschlüsse von Kundenanlagen, ohne dass es dafür eine Rechtsgrundlage\r\ngibt.\r\nUnser Appell\r\nUm erheblichen Schaden von Unternehmen und Energiewende abzuwenden, ist eine gesetzliche Lösung\r\nauf EU- und Bundesebene notwendig, die mit Augenmaß den europäischen Regulierungszusammenhang\r\nberücksich􀆟gt. Die Möglichkeit bes􀆟mmte, nicht markterhebliche, Infrastrukturen so wie\r\nbisher zu belassen, ist für den Wirtscha􀅌sstandort Deutschland unerlässlich."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-25"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021273","regulatoryProjectTitle":"Innovationsausschreibungen 2.0 als Modell für die resiliente Netto-Null-Energieversorgung der Zukunft","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/7e/71/655639/Stellungnahme-Gutachten-SG2512120017.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"„Innovationsauschreibungen 2.0“ als Modell für die resiliente Netto-Null-Energieversorgung der Zukunft\r\nKurz-Dossier des Bundesverbandes Solarwirtschaft e.V. zur systemdienlichen Weiter-entwicklung der Innovationsausschreibungen durch „Resilienz“-Anforderungen und Batteriespeicher-Integration\r\nZwei wichtige Themen bestimmen die energiepolitische Debatte Europas:\r\n•\r\nDas in der „Netto Null Verordnung“ verankerte Ziel, 40% der Nachfrage nach „Clean-Tech“ Zukunftstechnologien aus Europa heraus zu bedienen und die umliegenden Lieferketten „resilient“ zu gestalten.\r\n•\r\nDie Flexibilisierung der Einspeisung erneuerbarer Energien sowie deren Verbrauch u.a. durch Batterie-Speicher, um so die Potenziale des kostengünstigen grünen Stroms voll zu nutzen und gleichzeitig den Netzausbau zu entlasten.\r\nIm EEG gibt es bereits ein Instrument, welches mit wenigen Nachjustierungen in der Lage wäre, zu beiden Zielen einen nennenswerten Beitrag zu leisten: Die sogenannte „Innovationsausschreibung“, mit der im kommenden Jahr rund 1 Gigawatt an Solarparks in Kombination mit Großspeichern gefördert werden dürften. Zurzeit geht das Volumen dieser Auktionen ausschließlich an Solar + Speicher – Projekte, denen durch die Rahmenbedingungen der Auktionen jedoch eine systemdienliche Nutzung nur eingeschränkt möglich ist und die im Kampf um das niedrigste Gebot i. d. R. keine Möglichkeit haben, europäische PV-Module, Wechselrichter oder Speicher-Komponenten zu verbauen.\r\nDie Lösung bringt nun der „Net Zero Industry Act“ auf europäischer Ebene, welcher sich mit der Anwendung nicht-preislicher Kriterien in Auktionen beschäftigt und Deutschland sogar ein verpflichtendes Volumen von 6 GW an so genannten NZIA-Auktionen auferlegt. Der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW) hatte dies im Grundsatz schon im Frühjahr 2024 mit seinen „Resilienz“-Vorschlägen empfohlen, um mittels einer klugen Kombination von Förderauktionen im EEG mit „Resilienz“-Kriterien europäischen Herstellern eine echte Wettbewerbschance während der Skalierungsphase ihrer Produktion zu bieten.\r\nDen Empfehlungen hatte sich damals eine Bundesratsinitiative ausgehend von zahlreichen Ministerpräsidenten:innen von Union, SPD und Grünen angeschlossen. In der Ampel-Koalition scheiterte die Initiative zur Aufnahme der Empfehlungen in das „Solarpaket I“, welche bei Union, SPD, und Grünen gleichermaßen auf Unterstützung traf, lediglich am Widerstand der FDP-Fraktion.\r\nAls Fortentwicklung dieser Idee schlägt der BSW nun vor, durch „Innovationsausschreibungen 2.0“ Gebote zu belohnen, welche sowohl PV-Module und Wechselrichter als auch Batterie-Komponenten aus nicht-marktbeherrschenden Ländern, niedrige CO2-Fussabdrücke hoch-dekarbonisierter Standorte sowie Exzellenz bei der Gewährleistung von „Cyber Sicherheit“ liefern. Bei einem derzeitigen Höchst-gebotswert von 9 c/kWh und Zuschlagswerten von zuletzt ca. 5,0 – 7,5 c/kWh reicht eine Erhöhung des Höchstgebotswertes um einen Bruchteil von 15%, um die Auktionen für alle Marktteilnehmer attraktiv zu machen und ein bislang unerreichtes Maß an Systemdienlichkeit durch moderne „Ab-grenzungsoptionen“ für die Batterien und die Förderung heimischer Produktion zu garantieren.\r\nBei einem insgesamt von der EU geforderten NZIA-Volumen von 6 GW in Deutschland, schlägt der BSW insgesamt die Schaffung von 3 GW an Auktionsvolumen für „resiliente“ PV-Komponenten unter Berücksichtigung der Aufwuchspfade europäischer PV-Produktionskapazitäten vor. Da Deutschland bei Wechselrichtern und Batterien bereits über eine gefestigte Wertschöpfungskette verfügt, steht einer zeitnahen Einführung von „Innovationsauktionen 2.0“ als erstem Schritt mit bis zu 1 GW an PV-Auktionsvolumen für resiliente PV + Speicher – Projekte nichts im Wege!\r\nDer Bundesverband Solarwirtschaft erarbeitet derzeit eine detaillierte Empfehlung, die bei Bedarf bereits frühzeitig in vertraulichen Gesprächen vorgestellt werden kann (Ansprechpartner: Dr. Alexander Rohlf, rohlf@bsw-solar.de), um der Initiative der Branche somit eine Aufnahme in die für den Herbst angekündigte Novelle des EEG zu ermöglichen.\r\nKURZ-ÜBERSICHT der BSW-EMPFEHLUNGEN\r\n•\r\nDoppelt-systemdienliche Weiterentwicklung der „Innovationsausschreibungen 2.0“, um sowohl einen systemdienlichen Betrieb der PV+Speicher-Kombinationen sicherzustellen (u.a. durch größere Speicher) als auch Wachstumsimpulse für die heimische Wirtschaft zu generieren (durch NZIA-”Resilienz”-Kriterien für Module, Wechselrichter und Speicher).\r\n•\r\nBeschränkung auf unbürokratischen & minimalinvasiven NZIA-Kriterien-Katalog.\r\n•\r\nFür die derzeit dominierende Kombination aus PV und Speicher sollte in dieser „Innovations-ausschreibung 2.0“ ein Auktionsvolumen von kombiniert 0,45 GW in 2026, 0,90 GW in 2027, 1,20 GW in 2028 und 1,5 GW ab 2028 vorgesehen werden. Gemäß BSW-Vorschlag zu den weiterentwickelten Anforderungen dieser Ausschreibung tragen jeweils 2/3 davon als PV-Volumen zur Erfüllung der 6 GW-Vorgabe des NZIA bei.\r\n•\r\nVerlängerung der „Innovationsausschreibungen 2.0“ über 2029 hinaus in Anbetracht der zunehmenden Bedeutung von systemdienlichen Speichern.\r\n•\r\nErmöglicht wird deren erfolgreiche Auslastung bereits durch eine Anhebung der Gebotshöchstwerte in den Innovationsausschreibungen um lediglich 15%.\r\n•\r\nDer dadurch um nur 1,35 c/kWh angehobene Gebotsspielraum deckt sowohl die Mehrkosten europäischer PV- und Batteriefertigung als auch die vom BSW empfohlene Verpflichtung zum Zubau eines größeren Batteriespeichers ab.\r\n•\r\nErmöglichen des Batteriebetriebs in der „Abgrenzungsoption“ (gemäß “Solarspitzengesetz 2025”).\r\n•\r\nAusschließlich in limitierten Segmenten mit NZIA-„Resilienz“-Kriterien: CO2-Schwellenwerte für PV-Module, welche gezielt eine Produktion an hoch-dekarbonisierten Standorten anreizen (z.B. in der EU)1.\r\n•\r\nDie bisher ausschließlich an PV und Speicher fallende „Innovationsausschreibung“ sollte bei einer Verknüpfung mit NZIA-Kriterien auf diese zugeschnitten werden, da die Technologie-spezifisch definierte „Resilienz“ im NZIA die relative Bewertung von Solar- und Wind-Projekten in den Auktionen verzerrt. „Innovationsausschreibungen“ im Wind-Bereich können ohne Veränderung des absoluten Volumens durch eine separate Zuweisung eigener Wind-Auktionssegmente geschaffen werden.\r\nRÜCKFRAGEN\r\n\r\n1 Keineswegs dürfen jedoch CO2-Fussabdrucks-Methodiken mit Fokus auf gemittelte Standortfaktoren anstelle der individuellen CO2-Bilanz Einzug in das EcoDesign (und andere Instrumente mit marktweiter Barriere-Funktion) finden, da dies global wirksame Anreize für PPAs mit Erneuerbarer Energieerzeugung beseitigen würde."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021274","regulatoryProjectTitle":"Vereinfachungen und Kostensenkung des Netzanschlusses ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ce/e7/655641/Stellungnahme-Gutachten-SG2512120020.pdf","pdfPageCount":13,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nPositionspapier des Bundesverbandes Solarwirtschaft e.V.\r\nBeschleunigen, Standardisieren und Digitalisie-ren –\r\nNetzkosten durch effizientere Prozesse und effi-zientere Nutzung bestehender Netzkapazitäten senken\r\nStand: 08.12.2025\r\n2\r\nInhalt\r\n0. Einleitung ................................................................................................................................................. 2\r\n1. Das Wichtigste in Kürze ...................................................................................................................... 3\r\n2. Netztransparenz durch Einführung unverbindlicher bundesweiter Netzanschlussauskünfte erhöhen. ................................................................................................................................................. 5\r\n3. Effizientere Vergabe von Netzanschlusskapazitäten durch Verknüpfung mit Projektfortschritt – Verbindliche Reservierungsmöglichkeiten für Netzkapazitäten einführen ................................................................................................................................................ 6\r\n4. Recht auf Mehrfachnutzung von Netzanschlusspunkten („Überbauung“) einführen ........... 7\r\n5. Netzanschlussbegehren standardisieren und digitalisieren ........................................................ 8\r\n6. Bestehende Fristen ggü. dem Netzbetreiber durchsetzen – Einheitliche Fristen und Sanktionen im Netzanschlussverfahren einführen ........................................................................ 8\r\n7. Rechtsfragen sicher und zügig klären – Clearingstelle Netze einführen ................................. 9\r\n8. Weitere zeitdringliche Netzthemen .................................................................................................. 10\r\n8.1 Wirkleistungsbegrenzung der Netzbetreiber am Netzanschlusspunkt umsetzen ................. 10\r\n8.2 Steuerungspflichten für PV-Anlagen in der Nulleinspeisung vereinheitlichen ....................... 11\r\n8.3 Redispatch-Vorbehalt würde EE-Ausbau blockieren .................................................................. 12\r\n0. Einleitung\r\nDie Nachfrage nach Netzanschlusskapazitäten ist in den vergangenen Jahren durch den Aus-bau der Erneuerbaren Energien und Batteriespeicher, aber auch neuer Verbraucher wie Lade-infrastruktur, Wärmepumpen sowie Rechenzentren, angestiegen. Die bestehenden Netzan-schlusskapazitäten sind begrenzt und können im Rahmen des Netzausbaus nur zeit- und kos-tenaufwendig ausgeweitet werden. Umso wichtiger ist deshalb eine effizientere Nutzung be-stehender Netzanschlusskapazitäten. Denn viele Netzkapazitäten werden bisher ineffizient genutzt, wodurch die physikalisch verfügbaren Netzanschlusskapazitäten künstlich verknappt und durch zusätzlichen teuren Netzausbau erweitert werden.\r\nZudem ist der bislang praktizierte Netzanschlussprozess der deutlich gestiegenen Nachfrage nicht mehr gewachsen und muss dringend reformiert werden. Neben einer bedeutenden Be-schleunigung der Netzanschlussprozesse können dadurch Netzbetreiber und Vorhabenträger\r\n3\r\npersonell und finanziell stark entlastet werden – z. B. durch die Vermeidung von bisher not-wendigen Mehrfachanfragen für einzelne Projekte.\r\nEine aktuelle Branchenumfrage des BSW-Solars zeigt die Herausforderungen beim Netzan-schlussprozess durch bisher unzureichende Prozesse im Netzanschlussverfahren:\r\nAuch der Bundestag hat die Probleme erkannt und deshalb im Entschließungsantrag zur EnWG-Novelle vom 13. November 2025 die Bundesregierung aufgefordert, bereits Anfang 2026 einen Ge-setzesentwurf vorzulegen, mit dem die Netzanschlussverfahren grundlegend verbessert und digita-lisiert werden sowie die Transparenz und Planungssicherheit erhöht wird.\r\nMit wenigen Änderungen können sowohl die Netzbetreiber als auch die Vorhabenträger deutlich entlastet werden und die im Koalitionsvertrag vereinbarte Hebung von Effizienzpotenzialen bei den Netzen sowie ein kosteneffizienter Netzausbau erreicht werden. Die haushaltsneutralen und netz-kostenentlastenden Maßnahmen würden die Energiewende sowie die Digitalisierung (z. B. zusätzli-che Netzanschlusskapazitäten für neue Rechenzentren) entscheidend voranbringen.\r\n1. Das Wichtigste in Kürze\r\nDer Bundesverband Solarwirtschaft spricht sich dafür aus, zeitnah die folgenden Maßnahmen um-zusetzen:\r\n4\r\n•\r\nNetztransparenz durch Einführung unverbindlicher bundesweiter Netzanschlussaus-künfte erhöhen. Damit können sich Vorhabenträger vor dem Stellen eines Netzan-schlussbegehrens informieren und somit gezieltere Anschlussbegehren stellen. Mehr-fachanfragen können vermieden werden.\r\n•\r\nNetzanschlusskapazitäten durch Einführung verbindlicher Reservierungsmöglichkei-ten für Netzkapazitäten effizienter vergeben. Schaffung von Planungs- und Investitions-sicherheit für den Vorhabenträger sowie regelmäßiger Nachweis des Projektfortschritts zur Vermeidung von ungenutzten Netzanschlusskapazitäten durch nicht realisierte Pro-jekte.\r\n•\r\nRecht auf Mehrfachnutzung von Netzanschlusspunkten („Überbauung“) einführen. Effizientere Nutzung bestehender Netzanschlusskapazitäten durch eine höhere Auslas-tung der bestehenden Netzanschlusskapazitäten, z. B. durch die Kombination von PV, Wind und Batteriespeicher und Verbrauchern am gleichen Netzverknüpfungspunkt.\r\n•\r\nNetzanschlussbegehren standardisieren und digitalisieren. Bei mehr als 800 verschie-denen Netzbetreibern in Deutschland bedarf es eines einheitlichen digitalen Netzan-schlussbegehrens, womit auf beiden Seiten erhebliche Effizienzpotenziale gehoben wer-den können.\r\n•\r\nBestehende Fristen gegenüber dem Netzbetreiber durchsetzen – einheitliche Fristen und Sanktionen im Netzanschlussverfahren einführen. Verlässlichkeit bei der Verfah-rensdauer herstellen.\r\n•\r\nRechtsfragen sicher und zügig klären – Clearingstelle Netze einführen oder Erweite-rung der Kompetenzen der Clearingstelle EEG/KWKG. Vermeidung von Rechtsstreitigkei-ten und schnelle und anerkannte Klärung von Rechtsfragen zwischen Anlagen- und Netz-betreibern.\r\n•\r\nWirkleistungsbegrenzung der Netzbetreiber für Photovoltaikanlagen am Netzan-schlusspunkt umsetzen. Dies ist die einfachste Lösung, um beim Redispatch den Eigen-verbrauch und auch die Beladung eines Batteriespeichers in der Kundenanlage zu schüt-zen und trotzdem alle Sicherheitsaspekte im Netz zu berücksichtigen.\r\n•\r\nSteuerungspflichten für PV-Anlagen in der Nulleinspeisung vereinheitlichen. Die An-forderungen an die Steuerung von Erzeugungsanlagen, die nicht in das Stromnetz der öf-fentlichen Versorgung einspeisen, sind im EnWG und EEG auf Grundlage des MsbG zu ver-einheitlichen.\r\n•\r\nRedispatch-Vorbehalt ablehnen. Der BSW-Solar lehnt den vorgeschlagenen Geset-zesentwurf als auch vergleichbare Ideen zur Einführung eines Redispatch-Vorbehaltes ve-hement ab, da dies den Ausbau der wichtigen und vorrangigen EE-Erzeugung blockiert\r\nDie Empfehlungen stimmen dabei weitgehend mit den Forderungen anderer Energieverbände so-wie den Ergebnissen des Branchendialog „Beschleunigung von Netzanschlüssen“ des Bundeswirt-schaftsministeriums überein. Auch das Bundesverkehrsministerium fordert in seinem Entwurf für einen Masterplan Ladeinfrastruktur 2030 eine Beschleunigung von Netzanschlussverfahren durch\r\n5\r\n„Rückmeldefristen für Netzbetreiber, (…) Transparenz über verfügbare Netzkapazitäten sowie (…) Vereinfachung von Anschlussverfahren durch Digitalisierung und Standardisierung.“ (S.19).\r\n2. Netztransparenz durch Einführung unverbindlicher bundesweiter Netzanschlussauskünfte erhöhen.\r\nUnternehmen haben bei der Beantragung von Netzanschlüssen mit erheblicher Intransparenz über noch freie Netzkapazitäten zu kämpfen. Ihnen liegen keine oder nur sehr unzureichende Informationen über die Auslastung des Stromnetzes vor, denn anders als in einer Vielzahl von Ländern liegen dazu keine ausreichenden öffentlich zugänglichen Informationen vor.\r\nStattdessen müssen in Deutschland Anschlusspetenten im Rahmen des Netzanschlussbe-gehrens die benötigten Anschlusskapazitäten beim Netzbetreiber anfragen. Mit dem Einrei-chen eines Netzanschlussbegehrens kann jedoch nur eine spezifische Kapazität angefragt werden, wofür dann ein vollständiges Anschlussbegehren durchgeführt wird. Dem Unterneh-men wird dann nur das Ergebnis der Prüfung für die angefragte Netzanschlusskapazität mitge-teilt – und nicht, wie viel Netzanschlusskapazität an dem Netzanschlusspunkt noch verfügbar ist. Die Folge: Mehrfachanfragen, um verschiedene Konstellationen des Projektes zu prüfen. Zudem können Netzbetreiber vorgegebene Fristen oder formal inhaltliche Vorgaben nicht im-mer einhalten. Mit dem bestehenden System werden damit nicht nur begrenzte personelle Ka-pazitäten beim Projektierer und Netzbetreiber beansprucht, sondern Projekte verteuert und verzögert. Neben EE-Projekten ist davon auch der Ausbau der Ladeinfrastruktur betroffen, weshalb das Bundesverkehrsministerium in seinem Entwurf für einen „Masterplan Ladeinfra-struktur 2030“ die Schaffung von Transparenz über vorhandene Netzanschlusskapazitäten fordert (S. 20).\r\n➔\r\nBSW-Empfehlungen\r\nDer langwierige und aufwändige Prozess der Suche nach einem geeigneten Netzanschluss-punkt sollte künftig durch die Einführung einer unverbindlichen Netzanschlussanfrage in Form von Netztransparenzkarten beschleunigt werden. Auch der Monitoringbericht zum aktuellen Stand der Energiewende fordert eine stärkere Transparenz bei der NAP-Planung. Vereinzelt bieten einige Netzbetreiber solche Karten bereits in rudimentärer Form an, die entsprechend weiterentwickelt werden könnten.\r\nDafür sollte in das EnWG ein neuer Paragraf aufgenommen werden, der ein elektronisches Verfahren für eine unverbindliche Netzanschlussauskunft einführt, mit dem Erzeugungsanla-gen, Energiespeicher und Verbrauchseinrichtungen mit einer Einspeiseleistung ins öffentliche Netz von mehr als 270 kW eine unverbindliche, digitale und sofortige Auskunft über die verfüg-bare Netzkapazität sowie alternative Netzanschlusspunkte inklusive einer Kostenschätzung für die Netzanbindung erhalten.\r\n6\r\nDas Tool sollte dabei nach Eingabe von Leistung und Standort Angaben machen zum nächst-gelegenen Netzanschlusspunkt (NAP) für die volle am Netzanschlusspunkt wirksame Einspei-seleistung, zu näheren NAP mit geringeren am Netzanschlusspunkt wirksamen Einspeiseleis-tungen und NAP, die erst nach Ausbaumaßnahmen zur Verfügung stehen (unter Angabe eines voraussichtlichen Datums ihrer Verfügbarkeit). Die Ausgabe der Informationen sollte über ge-ografische Karten und eine offene Programmierschnittstelle erfolgen.\r\nEine Formulierungshilfe für die Einführung einer unverbindlichen Netzanschlussauskunft fin-den Sie hier.\r\n3. Effizientere Vergabe von Netzanschlusskapazitäten durch Ver-knüpfung mit Projektfortschritt – Verbindliche Reservierungs-möglichkeiten für Netzkapazitäten einführen\r\nBisher gibt es keine gesetzliche Verpflichtung zur Reservierung von Netzkapazität. Das hat zur Folge, dass für Projektierer Planungs- und Investitionssicherheit fehlen. Gleichzeitig blockieren vorsorglich gestellte Netzanschlussbegehren von Projekten ohne zeitnahe Reali-sierungswahrscheinlichkeit oder sogar gescheiterten Projekten die begrenzten Netzan-schlusskapazitäten. Die bisherigen vereinzelt angebotenen Reservierungsmechanismen ein-zelner Netzbetreiber sind unzureichend und weichen bisweilen deutlich voneinander ab. Zu-dem fehlen Mechanismen für baurechtlich privilegierte PV-Anlagen nach § 35 BauGB.\r\n➔\r\nBSW-Empfehlungen\r\nUm den derzeitigen „Stau“ von häufig mehreren, vorsorglich gleichzeitig von einem Netzan-schlusspetenten gestellten Netzanschlussbegehren künftig zu vermeiden, sollten im EEG und EnWG Kriterien zur Reservierung von Netzkapazität für Anlagen ab Installation in der Mit-telspannung eingeführt werden. Damit könnten Netzanschlusskapazitäten nur für Projekte mit kontinuierlichem Projektfortschritt und damit hoher Realisierungswahrscheinlichkeit verge-ben werden. Einheitliche Fristen bei der Reservierung würden zu einem schnellen Freiwerden nicht benötigter Netzkapazitäten führen.\r\nFür die Festlegung über die Dauer von Reservierungsabschnitten, geeignete Nachweise zum Projektfortschritt, Besonderheiten für Ausschreibungsanlagen und bestehende Reservierun-gen sollte beachtet werden, dass Projektierer beim Nachweis von Projektfortschritten häufig von Dritten abhängig sind (z. B. Gemeinderat). Es sollte deshalb sichergestellt werden, dass eine unverschuldete Fristüberschreitung beim Nachweis des Projektfortschrittes zu keinem Verlust der reservierten Netzkapazität führen würde. Die Festlegung könnte durch die Bundes-netzagentur erfolgen.\r\nEine detaillierte Formulierungshilfe zur Ausgestaltung eines Reservierungsmechanismus fin-den Sie hier. Eine Handlungsempfehlung der EE-Verbände zur Ausgestaltung von einheitlichen Reservierungsmechanismen für Netzkapazität finden Sie hier.\r\n7\r\n4. Recht auf Mehrfachnutzung von Netzanschlusspunkten („Über-bauung“) einführen\r\nVerteilnetzbetreiber (VNB) sind mit einem starken Anstieg von Anschlussbegehren konfron-tiert. EE-Anlagenbetreiber und Projektierer warten in der Folge häufig mehrere Monate auf den Netzanschluss. Zusätzlich werden die Entfernungen bis zum Anschlusspunkt immer größer. Diese Entwicklungen werden weiter erschwert durch lange Lieferzeiten von Trafo- und Um-spannstationen. Für EE-Projekte und deren Finanzierung über das EEG steigen dadurch häufig die Kosten, teilweise sind Projekte sogar ganz gefährdet.\r\nDie strukturellen Herausforderungen für den Netzanschluss werden durch den gesetzlichen Rahmen zugespitzt. Danach muss jede angeschlossene Anlage zu jedem Zeitpunkt 100 Pro-zent ihrer Leistung einspeisen können – der Netzverknüpfungspunkt (NVP) ist also darauf aus-gerichtet, die maximale theoretische Leistung der EE-Anlage aufzunehmen und in das Strom-netz einzuspeisen. In der Praxis ist aufgrund der volatilen Einspeisung von erneuerbaren Ener-gien ein NVP meistens nur teilweise ausgelastet. Eine PV-Anlage etwa wird nur selten ihre the-oretisch maximale Nennleistung einspeisen. Die Stromerzeugung erfolgt viel mehr gestreckt über den Tagesverlauf. Umgekehrt wird in diesem Fall die Anschlussleistung des NVP in vie-len Stunden im Jahr (z. B. nachts und in Wintermonaten) kaum bis gar nicht genutzt. Die be-stehende Netzinfrastruktur wird somit bisher nur sehr ineffizient genutzt und das real vorhan-dene Netzpotential bisher nicht gehoben.\r\nDie Kombination verschiedener EE-Anlagen, Speicher und flexibler sowie unflexibler Verbrau-cher hinter einem Netzanschlusspunkt („Überbauung“) ermöglicht es deshalb, die vorhan-dene Netzanschlussleistung deutlich effizienter zu nutzen und den Bedarf an Netzanschluss-kapazitäten signifikant zu verringern. Die verringerte Netzanschlusskapazität wird sowohl ver-traglich festgelegt und technisch überwacht.\r\nDer Gesetzgeber hat dies erkannt und im Stromspitzenpaket im Januar 2025 die rechtliche Möglichkeit für eine „Überbauung“ geschaffen. Der Koalitionsvertrag sowie das 10-Punkte-Sofortprogramm des BMWE sehen eine weitere Stärkung der Überbauungsmöglichkeiten vor, um Effizienzpotenziale im Netz zu heben. Auch der Monitoringbericht zum aktuellen Stand der Energiewende sieht in einer gezielten Überdimensionierung von Erzeugungsanlagen gegen-über der Netzanschlusskapazität einen Weg für eine deutlich effizientere Netzinfrastruktur. Die aktuelle Regelung sieht jedoch bisher trotz der anerkannten Bedeutung der Überbauung keinen Rechtsanspruch des Netzanschlussnehmers an einer Überbauung vor, wodurch die Nutzung dieses Instruments aktuell vom Willen des örtlichen Netzbetreibers abhängig ist.\r\n➔\r\nBSW-Empfehlungen\r\nDie im Januar 2025 mit dem Stromspitzengesetz eingeführte rechtliche Ermöglichung von „Überbauung“ sollte erweitert werden, so dass Vorhabenträger ein Recht auf die Möglichkeit gegenüber den Netzbetreibern erhalten. Dafür wäre nur eine kleinere Gesetzesänderung not-wendig:\r\n8\r\nEine detaillierte Formulierungshilfe zur Ausgestaltung finden Sie hier.\r\n5. Netzanschlussbegehren standardisieren und digitalisieren\r\nDas Verfahren für Netzanschlussbegehren ist bisher nicht standardisiert oder einheitlich digi-talisiert. Bei einigen Netzbetreibern müssen die Dokumente noch von Hand oder als PDF aus-gefüllt, ausgedruckt und postalisch versendet werden. Nur wenige fortschrittliche Betreiber von Elektrizitätsnetzen haben eine hauseigene Online-Plattform zur Übermittlung von Doku-menten entwickelt. Im Koalitionsvertrag wurde deshalb eine stärkere Digitalisierung der Netze vereinbart. Auch das Bundesverkehrsministerium fordert in seinem Entwurf für einen „Master-plan Ladeinfrastruktur 2030“ ein bundesweit standardisiertes und digitales Netzanschluss-verfahren über digitale Portale (S. 20).\r\n➔\r\nBSW-Empfehlungen\r\nDie Einführung einer gemeinsamen und bundesweit einheitlichen, zentralen Internetplattform für den Datenaustausch für die Abwicklung des Netzzugangs sollte für alle Netzbetreiber ver-pflichtend vorschrieben werden. Der Zugang sollte über ein Webportal sowie eine standardi-sierte Programmierschnittstelle möglich sein. Damit kann eine effektivere Kommunikation auch mit Akteuren ohne standardisierte Marktrolle in der Marktkommunikation erreicht wer-den.\r\nEine detaillierte Formulierungshilfe zur Ausgestaltung finden Sie hier. Die Erstellung der kon-kreten Vorgaben für die Ausgestaltung der Plattform könnte durch die Bundesnetzagentur er-folgen.\r\n6. Bestehende Fristen ggü. dem Netzbetreiber durchsetzen – Ein-heitliche Fristen und Sanktionen im Netzanschlussverfahren ein-führen\r\nDer Gesetzgeber hat Fristen im Netzanschlussverfahren für EE-Anlagen eingeführt, innerhalb derer der Netzbetreiber die Prüfung der Anfrage durchführt. Diese sollten auch für Netzan-schlussverfahren nach EnWG einheitlich gelten, um auch für Ladeinfrastruktur, Wärmepum-pen oder Speicher eine verbindliche Rückmeldung der Netzbetreiber erwarten zu können. Fristen können aber nur eine Wirkung entfalten, wenn der Verstoß gegen diese sanktioniert wird. Dies ist aktuell leider in vielen Fällen eher die Ausnahme als die Regel. Zusätzlich gibt es bisher keine zentrale Beschwerdestelle bei der BNetzA, um Fristverstöße zu melden und es wurden keine bekannten Konsequenzen für Netzbetreiber bei Fristverstößen beschrieben. Bisher haben Verstöße der Netzbetreiber gegen Fristen aus § 8 EEG lediglich negative zeitliche Auswirkungen auf den Anschlusspetenten gehabt – Verfehlungen der Netzbetreiber sind da-hingegen aktuell sanktionslos. Deshalb fordert auch das Bundesverkehrsministerium in\r\n9\r\nseinem Entwurf für einen „Masterplan Ladeinfrastruktur 2030“ die Einführung wirklich ver-bindlicher Rückmeldefristen, inklusive Sanktionsmöglichkeiten bei Nichteinhaltung (S. 21).\r\n➔\r\nBSW-Empfehlungen\r\nEs sollten klare Sanktionen bei Verstoß gegen Fristen im Netzanschlussverfahren eingeführt werden. Zusätzlich sollten die folgenden Fristen eingeführt werden: von der Eingangsbestäti-gung des Netzanschlussbegehrens (unverzüglich) über die Bestätigung der Unterlagen auf Vollständigkeit (2 Wochen) bis zur Frist zur vollständigen Bearbeitung des Netzanschlussbe-gehrens (8 Wochen ab Vollständigkeit der Unterlagen). Die Sanktionierung von Fristverstößen könnte über Abschläge innerhalb der Anreizregulierung erfolgen. Zudem sollte die Bundes-netzagentur eine zentrale Stelle zur Meldung von Fristverstößen benennen und veröffentli-chen, an die sich Projektierer bei Pflichtverstößen der VNB wenden können.\r\nEine detaillierte Formulierungshilfe zur Ausgestaltung finden Sie hier.\r\n7. Rechtsfragen sicher und zügig klären – Clearingstelle Netze einführen\r\nDie zunehmende Markt- und Netzintegration der Erneuerbaren Energien und Speicher führt dazu, dass neben dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) immer mehr Gesetze, Verordnun-gen sowie Beschlüsse der BNetzA, aber auch weitere Regelwerke wie technische Normen und Anwendungsregeln für die EE-Anlagen relevant werden. Häufig müssen die abstrakten Regeln auf den Einzelfall angewandt und juristisch ausgelegt werden. Das betrifft beispielsweise das Netzanschlussbegehren, die technischen Voraussetzungen und den Prozess der Inbetrieb-nahme von neuen EE-Anlagen sowie die technischen und regulatorischen Vorgaben bei der Umsetzung des Netz-Engpassmanagements (Redispatch) sowie die Marktprozesse.\r\nFür die die Klärung damit einhergehender Fragestellungen stehen lediglich zivilgerichtliche Verfahren und damit Einzelfallentscheidungen zur Verfügung. Auch das bisherige Beschwer-deverfahren bei der Bundesnetzagentur für Netzfragen ist unzureichend, um eine schnelle Rechtsklärung von häufig auftretenden Fragen zu erreichen. Die Beschleunigung des Ausbaus der Erneuerbaren Energien kann nur gelingen, wenn die divergierenden Auslegungen der Netz-anschlussbedingungen und weiterer Anforderungen vereinheitlicht und Anwendungsfragen schnell geklärt werden können – ohne aufwändige und langwierige Gerichtsverfahren.\r\n➔\r\nBSW-Empfehlungen\r\nDie Clearingstelle EEG/KWKG als branchenweit anerkannte Institution sollte um Netzthemen erweitert werden. Damit können zwischen Netzbetreiber und Anlagenbetreiber strittige Netz-fragen zügig geklärt werden und neue Konflikte auf Basis bestehender Antworten der Clearing-stelle verhindert werden. Aufwändige Rechtsverfahren können verhindert und der aktuell an-fallende personelle und finanzielle Aufwand zur Klärung von Konflikten eingespart werden.\r\n10\r\n8. Weitere zeitdringliche Netzthemen\r\nZusätzlich zu den Fragen bezüglich des Netzanschlusses besteht auch beim netzseitigen Be-trieb von EE-Anlagen gesetzlicher Handlungsbedarf. Zeitdringlicher Handlungsbedarf besteht vor allem bei den folgenden Themen:\r\n8.1 Wirkleistungsbegrenzung der Netzbetreiber am Netzanschlusspunkt umsetzen\r\nNetzbetreiber haben für die Sicherheit und Zuverlässigkeit in ihren Netzgebieten zu sorgen. Sollte die Sicherheit des Netzes gefährdet sein, haben Netzbetreiber eine Abschaltrangfolge im Engpassfall (Redispatch). Im Jahr 2019 wurde mit dem Netzausbaubeschleunigungsgesetz eine Neuordnung der Abschaltrangfolge im Engpassfall vorgenommen, die Erzeuger nach EEG werden beginnend im Oktober 2021 aus dem Einspeisemanagement in den sogenannten Re-dispatch 2.0 überführt.\r\nBei dieser gesetzlichen und prozessualen Änderung wurde auch der im EnWG beschriebene Bezugspunkt der Steuerung von der Wirkleistungseinspeisung auf die Wirkleistungserzeugung geändert. Dies ist gleichbedeutend mit der Verlegung der Wirkleistungsanforderungen der Netzbetreiber vom Anschlusspunkt der Anlage an das öffentliche Netz hin zu den Erzeugungs-klemmen der Wechselrichter. Zum damaligen Zeitpunkt war das ein lobenswerter Schritt, weil somit der Einspeisevorrang der EE-Erzeuger gegenüber industriellem, fossilem Eigenver-brauch gewährleistet werden sollte. Diese fossilen Erzeugungsanlagen wurden mit Einführung dieser Änderung abgeregelt anstelle von PV- und Windkraftanlagen. Dadurch wurde eine vor-rangige Nutzung von EE-Strom ermöglicht.\r\nHeute haben wir eine große Anzahl an dezentralen Photovoltaik-Anlagen, die kleine und große Gewerbe mit günstiger, selbsterzeugter Energie versorgen. Bereits Anlagen ab 7 kW sind nach MsbG mit Steuerungstechnik auszustatten, damit sie im Engpassfall abgeregelt werden kön-nen. Hierbei müssen diese direkt an der Photovoltaik-Anlage abgeregelt werden. Ist in dem Moment die Bezugsleistung höher als die begrenzte Erzeugungsleistung, führt dies zu teurem Strombezug aus dem Netz. Der abgeregelte Solarstrom wird vergütet, aber der zusätzliche Strombezug derzeit nicht. Die Meldung von Nichtverfügbarkeiten im Redispatchprozess zum Schutz des Eigenverbrauchs ist im kleinen Leistungsbereich ungeeignet. Diese bürokratischen Prozesse sind bei der Vielzahl an kleinen steuerbaren Anlagen nicht zumutbar. Investitionen in den Ausbau der PV im Kleinsegment sind gefährdet.\r\nDie Probleme treten aktuell vor allem im Süden Deutschlands auf. Hier werden Anlagen zum Teil mehrmals die Woche über mehrere Stunden abgeregelt. Dies passiert auch bei Anlagen, die nicht in das öffentliche Stromnetz einspeisen, sondern nur der Eigenversorgung dienen. Zusätzlich kann in einer Anlage, deren Erzeugung abgeregelt wird, eine Speicherbeladung nicht vorgenommen werden. Diese Vorgaben machen den Ausbau der Solaranlagen in\r\n11\r\nGewerbe und Industrie unattraktiv und hemmen dazu die notwendigen Investitionen in Gewer-bespeicher.\r\nBei der Umsetzung des § 14a EnWG für steuerbare Verbraucher durch die BNetzA gibt es be-reits die Möglichkeit, die Steuerung auf den Netzanschlusspunkt zu optimieren. Für die Steue-rung nach § 13 (1) EnWG (Redispatch 2.0) ist dies aktuell nicht möglich, sondern hier wird di-rekt die Erzeugungsanlage gesteuert. Die Verfahren aus den Festlegungen der BNetzA zum § 13 (1) und § 14a EnWG sind nicht aufeinander abgestimmt und sorgen für Unsicherheit sowohl bei den Netzbetreibern als auch bei den Anlagenbetreibern.\r\nDer Gesetzgeber hat in der EnWG-Novelle vom November 2025 richtigerweise erkannt, dass der Eigenverbrauch geschützt werden muss und dies durch EU-Recht zwingend vorgegeben ist. Die dort erfolgte Klarstellung ist allerdings unzureichend, da nur auf die aktuellen Verfah-ren verwiesen wird, die in der Praxis insbesondere bei Anlagen kleiner 1 MW nicht funktionie-ren.\r\n➔\r\nBSW-Empfehlungen\r\nDie Wirkleistungsbegrenzung der Netzbetreiber und damit der Bezugspunkt der Steuerung für EE-Anlagen sollten auf den Netzanschlusspunkt zurückgelegt werden.\r\nEine detaillierte Formulierungshilfe zur Ausgestaltung finden Sie hier.\r\n8.2 Steuerungspflichten für PV-Anlagen in der Nulleinspeisung vereinheitlichen\r\nMit dem Solarspitzengesetz sind Steuerungsanforderungen aus dem Erneuerbare-Energien-Gesetz in das Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) gewandert. Demnach sind nach § 29 Abs. 1 sowohl Verbraucher mit Anlagen, bei denen eine Vereinbarung nach § 14 a EnWG besteht, als auch Erzeugungsanlagen mit einer installierten Leistung größer 7 Kilowatt mit intelligentem Messsystem und Steuerungseinrichtung am Netzanschlusspunkt auszustatten. Explizit nahm der Gesetzgeber hier Nulleinspeise-Anlagen aus. So wird in § 29 Abs. 5 MsbG die Ausstat-tungspflicht mit Steuerboxen für Anlagen, die eine dauerhafte Wirkleistungseinspeisung von 0 Prozent der installierten Leistung am Netzverknüpfungspunkt realisieren, aufgehoben. Die Ge-setzesbegründung argumentierte zu Recht, dass Anlagen, die keinen Strom in das Netz der öf-fentlichen Versorgung einspeisen, auch nicht gesteuert werden müssen. Leider sind weitere Verweise auf die Steuerbarkeit im EnWG und EEG nicht mit angepasst worden. In zukünftigen Gesetzgebungsverfahren sollten für eine Markterleichterung die gesetzlichen Widersprüche aufgeklärt werden.\r\n➔\r\nBSW-Empfehlungen\r\nDie Anforderungen an die Steuerung von Erzeugungsanlagen, die nicht in das Stromnetz der öffentlichen Versorgung einspeisen, sind im EnWG und EEG auf Grundlage des MsbG zu ver-einheitlichen.\r\nEine detaillierte Formulierungshilfe zur Ausgestaltung finden Sie hier.\r\n12\r\n8.3 Redispatch-Vorbehalt würde EE-Ausbau blockieren\r\nDie Idee des Redispatch-Vorbehaltes, wie es der kürzlich erschienen Gesetzesantrag (Druck-sache 318/25) des Landes Mecklenburg-Vorpommern zum Redispatch-Vorbehalt, vorschlägt, stößt in der Solarwirtschaft auf vehementen Widerspruch.\r\nDer Redispatch-Vorbehalt zielt darauf ab, dass Netzbetreiber engpassbehaftete Stromtrassen ausweisen. Der Anschluss für Neuanlagen ist dann nur noch mit einem temporären Verzicht auf den finanziellen und bilanziellen Ausgleich beim Redispatch, gewährleistet.\r\nDer Gesetzesentwurf gibt den Netzbetreibern die Möglichkeit, während Engpasssituationen neue Anlagen in diesen engpassbehafteten Regionen abzuregeln oder auch komplett abzu-schalten, ohne dass ein finanzieller Ausgleich erfolgt. Nach § 13 Absatz 1 EnWG sind die Maß-nahmen mit den geringsten Kosten zuerst durchzuführen. Dies bedeutet, dass in allen Eng-passsituationen zunächst diese neuen Anlagen komplett abgeschaltet werden, auch in Situa-tionen, wo vorher noch entschädigungspflichtige Anlagen reduziert worden sind. Ein wirt-schaftlicher Betrieb und die i. d. R. erforderliche Aufnahme von Fremdkapital zur Finanzierung neuer Anlagen ist unter diesen Voraussetzungen nicht mehr möglich. Der Vorschlag kommt damit einem Anschlussverbot in engpassbehafteten Leitungsabschnitten gleich.\r\nDer Gesetzesentwurf konterkariert dabei eine der wesentlichsten Rechtsvorschriften des EEG. So sind Anlagen nach EEG unverzüglich und vorrangig anzuschließen und Netzbetreiber sind verpflichtet, ihre Netze unverzüglich zu optimieren, zu verstärken oder auszubauen, um die Abnahme, Übertragung und Verteilung der Energie zu gewährleisten (vgl. §§ 8 und 12 EEG). Das heißt, EE- Anlagen können unverzüglich angeschlossen werden, auch in engpassbehafte-ten Netzgebieten und Netzbetreiber sind verpflichtet engpassbehaftete Trassen auszubauen bzw. zu optimieren. Leider ist dieser Ausbau in der Vergangenheit häufig zu langsam erfolgt. Im Falle einer Einführung von Redispatch-Vorbehalten würde der Druck zum Netzausbau er-heblich reduziert und nicht wie notwendig beschleunigt werden.\r\nMit dem Solarstromspitzengesetz wurde bereits ein flexibles Instrument für Netzengpassge-biete eingeführt (vgl. § 8a EEG). Dieses Instrument der flexiblen Netzanschlussvereinbarung erlaubt mit beidseitiger Zustimmung die Einspeisemengen während der Engpasssituationen z.B. vom finanziellen Ausgleich auszunehmen, oder aber die Einspeisung während dieser Situ-ationen stark zu begrenzen. Der Vorteil gegenüber einem Redispatch-Vorbehalt ist eine deut-lich höhere Transparenz und Planungssicherheit, da die genauen Bedingungen für beide Sei-ten im Voraus vertraglich festgelegt werden müssen. Somit ist für den Anlagenbetreiber beim Unterzeichnen des Vertrags kalkulierbar, ob und wie sich die Anlage refinanziert.\r\nEin Redispatch-Vorbehalt würde auch keinen Anreiz für die Errichtung von Batteriespeichern schaffen, da das Engpassmanagement nach §13 Absatz 1 EnWG auf die Erzeugungsanlage wirken muss, und daher der Speicher im Redispatch-Fall nicht aus der PV-Anlage geladen werden darf.\r\n➔\r\nBSW-Empfehlungen\r\nDer BSW lehnt den vorgeschlagenen Gesetzesentwurf als auch vergleichbare Ideen zur Ein-führung eines Redispatch-Vorbehaltes daher grundlegend ab.\r\n13\r\n\r\nEintrag im Lobbyregister des Deutschen Bundestages: ROO2438\r\nMittels der vom Gesetzgeber bereits beschlossenen und in diesem Positionspapier empfohle-nen Maßnahmen für eine effizientere Netznutzung, einen schnelleren Netzausbau sowie den weiteren Abbau von Marktbarrieren für den Ausbau und die netzdienliche Steuerung von Flexi-bilitätsoptionen wie insbesondere Batteriespeichern lassen sich die Redispatch-Kosten mit-telfristig reduzieren."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-12-12"},{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-12-12"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021274","regulatoryProjectTitle":"Vereinfachungen und Kostensenkung des Netzanschlusses ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a8/a2/714758/Stellungnahme-Gutachten-SG2603300075.pdf","pdfPageCount":13,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier des Bundesverbandes Solarwirtschaft e.V. \r\nBeschleunigen, Standardisieren und \r\nDigitalisieren – Netzkosten durch effizientere \r\nProzesse und effizientere Nutzung \r\nbestehender Netzkapazitäten senken  \r\nStand: 08.12.2025 \r\n1 \r\nInhalt \r\n0. Einleitung ................................................................................................................................................. 2\r\n1. Das Wichtigste in Kürze ...................................................................................................................... 3\r\n2. Netztransparenz durch Einführung unverbindlicher bundesweiter Netzanschlussauskünfte\r\nerhöhen. ................................................................................................................................................. 5\r\n3. Effizientere Vergabe von Netzanschlusskapazitäten durch Verknüpfung mit\r\nProjektfortschritt – Verbindliche Reservierungsmöglichkeiten für Netzkapazitäten\r\neinführen ................................................................................................................................................ 6\r\n4. Recht auf Mehrfachnutzung von Netzanschlusspunkten („Überbauung“) einführen ........... 7\r\n5. Netzanschlussbegehren standardisieren und digitalisieren ........................................................ 8\r\n6. Bestehende Fristen ggü. dem Netzbetreiber durchsetzen – Einheitliche Fristen und\r\nSanktionen im Netzanschlussverfahren einführen ........................................................................ 8\r\n7. Rechtsfragen sicher und zügig klären – Clearingstelle Netze einführen ................................. 9\r\n8. Weitere zeitdringliche Netzthemen .................................................................................................. 10\r\n8.1 Wirkleistungsbegrenzung der Netzbetreiber am Netzanschlusspunkt umsetzen ................. 10\r\n8.2 Steuerungspflichten für PV-Anlagen in der Nulleinspeisung vereinheitlichen ....................... 11\r\n8.3 Redispatch-Vorbehalt würde EE-Ausbau blockieren .................................................................. 12\r\n0. Einleitung\r\nDie Nachfrage nach Netzanschlusskapazitäten ist in den vergangenen Jahren durch den Aus\r\nbau der Erneuerbaren Energien und Batteriespeicher, aber auch neuer Verbraucher wie Lade\r\ninfrastruktur, Wärmepumpen sowie Rechenzentren, angestiegen. Die bestehenden Netzan\r\nschlusskapazitäten sind begrenzt und können im Rahmen des Netzausbaus nur zeit- und kos\r\ntenaufwendig ausgeweitet werden. Umso wichtiger ist deshalb eine effizientere Nutzung be\r\nstehender Netzanschlusskapazitäten. Denn viele Netzkapazitäten werden bisher ineffizient \r\ngenutzt, wodurch die physikalisch verfügbaren Netzanschlusskapazitäten künstlich verknappt \r\nund durch zusätzlichen teuren Netzausbau erweitert werden.   \r\nZudem ist der bislang praktizierte Netzanschlussprozess der deutlich gestiegenen Nachfrage \r\nnicht mehr gewachsen und muss dringend reformiert werden. Neben einer bedeutenden Be\r\nschleunigung der Netzanschlussprozesse können dadurch Netzbetreiber und Vorhabenträger \r\n2 \r\npersonell und finanziell stark entlastet werden – z. B. durch die Vermeidung von bisher not\r\nwendigen Mehrfachanfragen für einzelne Projekte.   \r\nEine aktuelle Branchenumfrage des BSW-Solars zeigt die Herausforderungen beim Netzan\r\nschlussprozess durch bisher unzureichende Prozesse im Netzanschlussverfahren:  \r\nAuch der Bundestag hat die Probleme erkannt und deshalb im Entschließungsantrag zur EnWG\r\nNovelle vom 13. November 2025 die Bundesregierung aufgefordert, bereits Anfang 2026 einen Ge\r\nsetzesentwurf vorzulegen, mit dem die Netzanschlussverfahren grundlegend verbessert und digita\r\nlisiert werden sowie die Transparenz und Planungssicherheit erhöht wird.  \r\nMit wenigen Änderungen können sowohl die Netzbetreiber als auch die Vorhabenträger deutlich \r\nentlastet werden und die im Koalitionsvertrag vereinbarte Hebung von Effizienzpotenzialen bei den \r\nNetzen sowie ein kosteneffizienter Netzausbau erreicht werden. Die haushaltsneutralen und netz\r\nkostenentlastenden Maßnahmen würden die Energiewende sowie die Digitalisierung (z. B. zusätzli\r\nche Netzanschlusskapazitäten für neue Rechenzentren) entscheidend voranbringen.  \r\n1. Das Wichtigste in Kürze\r\nDer Bundesverband Solarwirtschaft spricht sich dafür aus, zeitnah die folgenden Maßnahmen um\r\nzusetzen:  \r\n3 \r\n• Netztransparenz durch Einführung unverbindlicher bundesweiter Netzanschlussaus\r\nkünfte erhöhen. Damit können sich Vorhabenträger vor dem Stellen eines Netzan\r\nschlussbegehrens informieren und somit gezieltere Anschlussbegehren stellen. Mehr\r\nfachanfragen können vermieden werden.\r\n• Netzanschlusskapazitäten durch Einführung verbindlicher Reservierungsmöglichkei\r\nten für Netzkapazitäten effizienter vergeben. Schaffung von Planungs- und Investitions\r\nsicherheit für den Vorhabenträger sowie regelmäßiger Nachweis des Projektfortschritts \r\nzur Vermeidung von ungenutzten Netzanschlusskapazitäten durch nicht realisierte Pro\r\njekte. \r\n• Recht auf Mehrfachnutzung von Netzanschlusspunkten („Überbauung“) einführen. \r\nEffizientere Nutzung bestehender Netzanschlusskapazitäten durch eine höhere Auslas\r\ntung der bestehenden Netzanschlusskapazitäten, z. B. durch die Kombination von PV, \r\nWind und Batteriespeicher und Verbrauchern am gleichen Netzverknüpfungspunkt.\r\n• Netzanschlussbegehren standardisieren und digitalisieren. Bei mehr als 800 verschie\r\ndenen Netzbetreibern in Deutschland bedarf es eines einheitlichen digitalen Netzan\r\nschlussbegehrens, womit auf beiden Seiten erhebliche Effizienzpotenziale gehoben wer\r\nden können.\r\n• Bestehende Fristen gegenüber dem Netzbetreiber durchsetzen – einheitliche Fristen\r\nund Sanktionen im Netzanschlussverfahren einführen. Verlässlichkeit bei der Verfah\r\nrensdauer herstellen.\r\n• Rechtsfragen sicher und zügig klären – Clearingstelle Netze einführen oder Erweite\r\nrung der Kompetenzen der Clearingstelle EEG/KWKG. Vermeidung von Rechtsstreitigkei\r\nten und schnelle und anerkannte Klärung von Rechtsfragen zwischen Anlagen- und Netz\r\nbetreibern.\r\n• Wirkleistungsbegrenzung der Netzbetreiber für Photovoltaikanlagen am Netzan\r\nschlusspunkt umsetzen. Dies ist die einfachste Lösung, um beim Redispatch den Eigen\r\nverbrauch und auch die Beladung eines Batteriespeichers in der Kundenanlage zu schüt\r\nzen und trotzdem alle Sicherheitsaspekte im Netz zu berücksichtigen.\r\n• Steuerungspflichten für PV-Anlagen in der Nulleinspeisung vereinheitlichen. Die An\r\nforderungen an die Steuerung von Erzeugungsanlagen, die nicht in das Stromnetz der öf\r\nfentlichen Versorgung einspeisen, sind im EnWG und EEG auf Grundlage des MsbG zu ver\r\neinheitlichen.\r\n• Redispatch-Vorbehalt ablehnen. Der BSW-Solar lehnt den vorgeschlagenen Geset\r\nzesentwurf als auch vergleichbare Ideen zur Einführung eines Redispatch-Vorbehaltes ve\r\nhement ab, da dies den Ausbau der wichtigen und vorrangigen EE-Erzeugung blockiert\r\nDie Empfehlungen stimmen dabei weitgehend mit den Forderungen anderer Energieverbände so\r\nwie den Ergebnissen des Branchendialog „Beschleunigung von Netzanschlüssen“ des Bundeswirt\r\nschaftsministeriums überein. Auch das Bundesverkehrsministerium fordert in seinem Entwurf für \r\neinen Masterplan Ladeinfrastruktur 2030 eine Beschleunigung von Netzanschlussverfahren durch \r\n4 \r\n„Rückmeldefristen für Netzbetreiber, (…) Transparenz über verfügbare Netzkapazitäten sowie (…) \r\nVereinfachung von Anschlussverfahren durch Digitalisierung und Standardisierung.“ (S.19).  \r\n2. Netztransparenz durch Einführung unverbindlicher bundesweiter\r\nNetzanschlussauskünfte erhöhen.\r\nUnternehmen haben bei der Beantragung von Netzanschlüssen mit erheblicher Intransparenz \r\nüber noch freie Netzkapazitäten zu kämpfen. Ihnen liegen keine oder nur sehr unzureichende \r\nInformationen über die Auslastung des Stromnetzes vor, denn anders als in einer Vielzahl von \r\nLändern liegen dazu keine ausreichenden öffentlich zugänglichen Informationen vor.   \r\nStattdessen müssen in Deutschland Anschlusspetenten im Rahmen des Netzanschlussbe\r\ngehrens die benötigten Anschlusskapazitäten beim Netzbetreiber anfragen. Mit dem Einrei\r\nchen eines Netzanschlussbegehrens kann jedoch nur eine spezifische Kapazität angefragt \r\nwerden, wofür dann ein vollständiges Anschlussbegehren durchgeführt wird. Dem Unterneh\r\nmen wird dann nur das Ergebnis der Prüfung für die angefragte Netzanschlusskapazität mitge\r\nteilt – und nicht, wie viel Netzanschlusskapazität an dem Netzanschlusspunkt noch verfügbar \r\nist. Die Folge: Mehrfachanfragen, um verschiedene Konstellationen des Projektes zu prüfen. \r\nZudem können Netzbetreiber vorgegebene Fristen oder formal inhaltliche Vorgaben nicht im\r\nmer einhalten. Mit dem bestehenden System werden damit nicht nur begrenzte personelle Ka\r\npazitäten beim Projektierer und Netzbetreiber beansprucht, sondern Projekte verteuert und \r\nverzögert. Neben EE-Projekten ist davon auch der Ausbau der Ladeinfrastruktur betroffen, \r\nweshalb das Bundesverkehrsministerium in seinem Entwurf für einen „Masterplan Ladeinfra\r\nstruktur 2030“ die Schaffung von Transparenz über vorhandene Netzanschlusskapazitäten \r\nfordert (S. 20).  \r\n➔BSW-Empfehlungen\r\nDer langwierige und aufwändige Prozess der Suche nach einem geeigneten Netzanschluss\r\npunkt sollte künftig durch die Einführung einer unverbindlichen Netzanschlussanfrage in Form \r\nvon Netztransparenzkarten beschleunigt werden. Auch der Monitoringbericht zum aktuellen \r\nStand der Energiewende fordert eine stärkere Transparenz bei der NAP-Planung. Vereinzelt \r\nbieten einige Netzbetreiber solche Karten bereits in rudimentärer Form an, die entsprechend \r\nweiterentwickelt werden könnten.  \r\nDafür sollte in das EnWG ein neuer Paragraf aufgenommen werden, der ein elektronisches \r\nVerfahren für eine unverbindliche Netzanschlussauskunft einführt, mit dem Erzeugungsanla\r\ngen, Energiespeicher und Verbrauchseinrichtungen mit einer Einspeiseleistung ins öffentliche \r\nNetz von mehr als 270 kW eine unverbindliche, digitale und sofortige Auskunft über die verfüg\r\nbare Netzkapazität sowie alternative Netzanschlusspunkte inklusive einer Kostenschätzung \r\nfür die Netzanbindung erhalten.   \r\n5 \r\nDas Tool sollte dabei nach Eingabe von Leistung und Standort Angaben machen zum nächst\r\ngelegenen Netzanschlusspunkt (NAP) für die volle am Netzanschlusspunkt wirksame Einspei\r\nseleistung, zu näheren NAP mit geringeren am Netzanschlusspunkt wirksamen Einspeiseleis\r\ntungen und NAP, die erst nach Ausbaumaßnahmen zur Verfügung stehen (unter Angabe eines \r\nvoraussichtlichen Datums ihrer Verfügbarkeit). Die Ausgabe der Informationen sollte über ge\r\nografische Karten und eine offene Programmierschnittstelle erfolgen.  \r\nEine Formulierungshilfe für die Einführung einer unverbindlichen Netzanschlussauskunft fin\r\nden Sie hier.   \r\n3. Effizientere Vergabe von Netzanschlusskapazitäten durch Ver\r\nknüpfung mit Projektfortschritt – Verbindliche Reservierungs\r\nmöglichkeiten für Netzkapazitäten einführen\r\nBisher gibt es keine gesetzliche Verpflichtung zur Reservierung von Netzkapazität. Das \r\nhat zur Folge, dass für Projektierer Planungs- und Investitionssicherheit fehlen. Gleichzeitig \r\nblockieren vorsorglich gestellte Netzanschlussbegehren von Projekten ohne zeitnahe Reali\r\nsierungswahrscheinlichkeit oder sogar gescheiterten Projekten die begrenzten Netzan\r\nschlusskapazitäten. Die bisherigen vereinzelt angebotenen Reservierungsmechanismen ein\r\nzelner Netzbetreiber sind unzureichend und weichen bisweilen deutlich voneinander ab. Zu\r\ndem fehlen Mechanismen für baurechtlich privilegierte PV-Anlagen nach § 35 BauGB.   \r\n➔BSW-Empfehlungen\r\nUm den derzeitigen „Stau“ von häufig mehreren, vorsorglich gleichzeitig von einem Netzan\r\nschlusspetenten gestellten Netzanschlussbegehren künftig zu vermeiden, sollten im EEG und \r\nEnWG Kriterien zur Reservierung von Netzkapazität für Anlagen ab Installation in der Mit\r\ntelspannung eingeführt werden. Damit könnten Netzanschlusskapazitäten nur für Projekte mit \r\nkontinuierlichem Projektfortschritt und damit hoher Realisierungswahrscheinlichkeit verge\r\nben werden. Einheitliche Fristen bei der Reservierung würden zu einem schnellen Freiwerden \r\nnicht benötigter Netzkapazitäten führen.   \r\nFür die Festlegung über die Dauer von Reservierungsabschnitten, geeignete Nachweise zum \r\nProjektfortschritt, Besonderheiten für Ausschreibungsanlagen und bestehende Reservierun\r\ngen sollte beachtet werden, dass Projektierer beim Nachweis von Projektfortschritten häufig \r\nvon Dritten abhängig sind (z. B. Gemeinderat). Es sollte deshalb sichergestellt werden, dass \r\neine unverschuldete Fristüberschreitung beim Nachweis des Projektfortschrittes zu keinem \r\nVerlust der reservierten Netzkapazität führen würde. Die Festlegung könnte durch die Bundes\r\nnetzagentur erfolgen.  \r\nEine detaillierte Formulierungshilfe zur Ausgestaltung eines Reservierungsmechanismus fin\r\nden Sie hier. Eine Handlungsempfehlung der EE-Verbände zur Ausgestaltung von einheitlichen \r\nReservierungsmechanismen für Netzkapazität finden Sie hier. \r\n6 \r\n4.   Recht auf Mehrfachnutzung von Netzanschlusspunkten („Über\r\nbauung“) einführen  \r\nVerteilnetzbetreiber (VNB) sind mit einem starken Anstieg von Anschlussbegehren konfron\r\ntiert. EE-Anlagenbetreiber und Projektierer warten in der Folge häufig mehrere Monate auf den \r\nNetzanschluss. Zusätzlich werden die Entfernungen bis zum Anschlusspunkt immer größer. \r\nDiese Entwicklungen werden weiter erschwert durch lange Lieferzeiten von Trafo- und Um\r\nspannstationen. Für EE-Projekte und deren Finanzierung über das EEG steigen dadurch häufig \r\ndie Kosten, teilweise sind Projekte sogar ganz gefährdet. \r\nDie strukturellen Herausforderungen für den Netzanschluss werden durch den gesetzlichen \r\nRahmen zugespitzt. Danach muss jede angeschlossene Anlage zu jedem Zeitpunkt 100 Pro\r\nzent ihrer Leistung einspeisen können – der Netzverknüpfungspunkt (NVP) ist also darauf aus\r\ngerichtet, die maximale theoretische Leistung der EE-Anlage aufzunehmen und in das Strom\r\nnetz einzuspeisen. In der Praxis ist aufgrund der volatilen Einspeisung von erneuerbaren Ener\r\ngien ein NVP meistens nur teilweise ausgelastet. Eine PV-Anlage etwa wird nur selten ihre the\r\noretisch maximale Nennleistung einspeisen. Die Stromerzeugung erfolgt viel mehr gestreckt \r\nüber den Tagesverlauf. Umgekehrt wird in diesem Fall die Anschlussleistung des NVP in vie\r\nlen Stunden im Jahr (z. B. nachts und in Wintermonaten) kaum bis gar nicht genutzt. Die be\r\nstehende Netzinfrastruktur wird somit bisher nur sehr ineffizient genutzt und das real vorhan\r\ndene Netzpotential bisher nicht gehoben. \r\nDie Kombination verschiedener EE-Anlagen, Speicher und flexibler sowie unflexibler Verbrau\r\ncher hinter einem Netzanschlusspunkt („Überbauung“) ermöglicht es deshalb, die vorhan\r\ndene Netzanschlussleistung deutlich effizienter zu nutzen und den Bedarf an Netzanschluss\r\nkapazitäten signifikant zu verringern. Die verringerte Netzanschlusskapazität wird sowohl ver\r\ntraglich festgelegt und technisch überwacht. \r\nDer Gesetzgeber hat dies erkannt und im Stromspitzenpaket im Januar 2025 die rechtliche \r\nMöglichkeit für eine „Überbauung“ geschaffen. Der Koalitionsvertrag sowie das 10-Punkte\r\nSofortprogramm des BMWE sehen eine weitere Stärkung der Überbauungsmöglichkeiten vor, \r\num Effizienzpotenziale im Netz zu heben. Auch der Monitoringbericht zum aktuellen Stand der \r\nEnergiewende sieht in einer gezielten Überdimensionierung von Erzeugungsanlagen gegen\r\nüber der Netzanschlusskapazität einen Weg für eine deutlich effizientere Netzinfrastruktur. \r\nDie aktuelle Regelung sieht jedoch bisher trotz der anerkannten Bedeutung der Überbauung \r\nkeinen Rechtsanspruch des Netzanschlussnehmers an einer Überbauung vor, wodurch die \r\nNutzung dieses Instruments aktuell vom Willen des örtlichen Netzbetreibers abhängig ist.     \r\n➔ BSW-Empfehlungen  \r\nDie im Januar 2025 mit dem Stromspitzengesetz eingeführte rechtliche Ermöglichung von \r\n„Überbauung“ sollte erweitert werden, so dass Vorhabenträger ein Recht auf die Möglichkeit \r\ngegenüber den Netzbetreibern erhalten. Dafür wäre nur eine kleinere Gesetzesänderung not\r\nwendig:   \r\n7 \r\nEine detaillierte Formulierungshilfe zur Ausgestaltung finden Sie hier.  \r\n5. Netzanschlussbegehren standardisieren und digitalisieren\r\nDas Verfahren für Netzanschlussbegehren ist bisher nicht standardisiert oder einheitlich digi\r\ntalisiert. Bei einigen Netzbetreibern müssen die Dokumente noch von Hand oder als PDF aus\r\ngefüllt, ausgedruckt und postalisch versendet werden. Nur wenige fortschrittliche Betreiber \r\nvon Elektrizitätsnetzen haben eine hauseigene Online-Plattform zur Übermittlung von Doku\r\nmenten entwickelt. Im Koalitionsvertrag wurde deshalb eine stärkere Digitalisierung der Netze \r\nvereinbart. Auch das Bundesverkehrsministerium fordert in seinem Entwurf für einen „Master\r\nplan Ladeinfrastruktur 2030“ ein bundesweit standardisiertes und digitales Netzanschluss\r\nverfahren über digitale Portale (S. 20).  \r\n➔BSW-Empfehlungen\r\nDie Einführung einer gemeinsamen und bundesweit einheitlichen, zentralen Internetplattform \r\nfür den Datenaustausch für die Abwicklung des Netzzugangs sollte für alle Netzbetreiber ver\r\npflichtend vorschrieben werden. Der Zugang sollte über ein Webportal sowie eine standardi\r\nsierte Programmierschnittstelle möglich sein. Damit kann eine effektivere Kommunikation \r\nauch mit Akteuren ohne standardisierte Marktrolle in der Marktkommunikation erreicht wer\r\nden.   \r\nEine detaillierte Formulierungshilfe zur Ausgestaltung finden Sie hier. Die Erstellung der kon\r\nkreten Vorgaben für die Ausgestaltung der Plattform könnte durch die Bundesnetzagentur er\r\nfolgen.   \r\n6. Bestehende Fristen ggü. dem Netzbetreiber durchsetzen – Ein\r\nheitliche Fristen und Sanktionen im Netzanschlussverfahren ein\r\nführen\r\nDer Gesetzgeber hat Fristen im Netzanschlussverfahren für EE-Anlagen eingeführt, innerhalb \r\nderer der Netzbetreiber die Prüfung der Anfrage durchführt. Diese sollten auch für Netzan\r\nschlussverfahren nach EnWG einheitlich gelten, um auch für Ladeinfrastruktur, Wärmepum\r\npen oder Speicher eine verbindliche Rückmeldung der Netzbetreiber erwarten zu können. \r\nFristen können aber nur eine Wirkung entfalten, wenn der Verstoß gegen diese sanktioniert \r\nwird. Dies ist aktuell leider in vielen Fällen eher die Ausnahme als die Regel. Zusätzlich gibt es \r\nbisher keine zentrale Beschwerdestelle bei der BNetzA, um Fristverstöße zu melden und es \r\nwurden keine bekannten Konsequenzen für Netzbetreiber bei Fristverstößen beschrieben. \r\nBisher haben Verstöße der Netzbetreiber gegen Fristen aus § 8 EEG lediglich negative zeitliche \r\nAuswirkungen auf den Anschlusspetenten gehabt – Verfehlungen der Netzbetreiber sind da\r\nhingegen aktuell sanktionslos. Deshalb fordert auch das Bundesverkehrsministerium in \r\n8 \r\nseinem Entwurf für einen „Masterplan Ladeinfrastruktur 2030“ die Einführung wirklich ver\r\nbindlicher Rückmeldefristen, inklusive Sanktionsmöglichkeiten bei Nichteinhaltung (S. 21). \r\n➔BSW-Empfehlungen\r\nEs sollten klare Sanktionen bei Verstoß gegen Fristen im Netzanschlussverfahren eingeführt \r\nwerden. Zusätzlich sollten die folgenden Fristen eingeführt werden: von der Eingangsbestäti\r\ngung des Netzanschlussbegehrens (unverzüglich) über die Bestätigung der Unterlagen auf \r\nVollständigkeit (2 Wochen) bis zur Frist zur vollständigen Bearbeitung des Netzanschlussbe\r\ngehrens (8 Wochen ab Vollständigkeit der Unterlagen). Die Sanktionierung von Fristverstößen \r\nkönnte über Abschläge innerhalb der Anreizregulierung erfolgen. Zudem sollte die Bundes\r\nnetzagentur eine zentrale Stelle zur Meldung von Fristverstößen benennen und veröffentli\r\nchen, an die sich Projektierer bei Pflichtverstößen der VNB wenden können.   \r\nEine detaillierte Formulierungshilfe zur Ausgestaltung finden Sie hier.  \r\n7. Rechtsfragen sicher und zügig klären – Clearingstelle Netze\r\neinführen\r\nDie zunehmende Markt- und Netzintegration der Erneuerbaren Energien und Speicher führt \r\ndazu, dass neben dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) immer mehr Gesetze, Verordnun\r\ngen sowie Beschlüsse der BNetzA, aber auch weitere Regelwerke wie technische Normen und \r\nAnwendungsregeln für die EE-Anlagen relevant werden. Häufig müssen die abstrakten Regeln \r\nauf den Einzelfall angewandt und juristisch ausgelegt werden. Das betrifft beispielsweise das \r\nNetzanschlussbegehren, die technischen Voraussetzungen und den Prozess der Inbetrieb\r\nnahme von neuen EE-Anlagen sowie die technischen und regulatorischen Vorgaben bei der \r\nUmsetzung des Netz-Engpassmanagements (Redispatch) sowie die Marktprozesse.   \r\nFür die die Klärung damit einhergehender Fragestellungen stehen lediglich zivilgerichtliche \r\nVerfahren und damit Einzelfallentscheidungen zur Verfügung. Auch das bisherige Beschwer\r\ndeverfahren bei der Bundesnetzagentur für Netzfragen ist unzureichend, um eine schnelle \r\nRechtsklärung von häufig auftretenden Fragen zu erreichen. Die Beschleunigung des Ausbaus \r\nder Erneuerbaren Energien kann nur gelingen, wenn die divergierenden Auslegungen der Netz\r\nanschlussbedingungen und weiterer Anforderungen vereinheitlicht und Anwendungsfragen \r\nschnell geklärt werden können – ohne aufwändige und langwierige Gerichtsverfahren. \r\n➔BSW-Empfehlungen\r\nDie Clearingstelle EEG/KWKG als branchenweit anerkannte Institution sollte um Netzthemen \r\nerweitert werden. Damit können zwischen Netzbetreiber und Anlagenbetreiber strittige Netz\r\nfragen zügig geklärt werden und neue Konflikte auf Basis bestehender Antworten der Clearing\r\nstelle verhindert werden. Aufwändige Rechtsverfahren können verhindert und der aktuell an\r\nfallende personelle und finanzielle Aufwand zur Klärung von Konflikten eingespart werden.  \r\n9 \r\n8. Weitere zeitdringliche Netzthemen\r\nZusätzlich zu den Fragen bezüglich des Netzanschlusses besteht auch beim netzseitigen Be\r\ntrieb von EE-Anlagen gesetzlicher Handlungsbedarf. Zeitdringlicher Handlungsbedarf besteht \r\nvor allem bei den folgenden Themen: \r\n8.1 Wirkleistungsbegrenzung der Netzbetreiber am Netzanschlusspunkt \r\numsetzen \r\nNetzbetreiber haben für die Sicherheit und Zuverlässigkeit in ihren Netzgebieten zu sorgen. \r\nSollte die Sicherheit des Netzes gefährdet sein, haben Netzbetreiber eine Abschaltrangfolge \r\nim Engpassfall (Redispatch). Im Jahr 2019 wurde mit dem Netzausbaubeschleunigungsgesetz \r\neine Neuordnung der Abschaltrangfolge im Engpassfall vorgenommen, die Erzeuger nach EEG \r\nwerden beginnend im Oktober 2021 aus dem Einspeisemanagement in den sogenannten Re\r\ndispatch 2.0 überführt. \r\nBei dieser gesetzlichen und prozessualen Änderung wurde auch der im EnWG beschriebene \r\nBezugspunkt der Steuerung von der Wirkleistungseinspeisung auf die Wirkleistungserzeugung \r\ngeändert. Dies ist gleichbedeutend mit der Verlegung der Wirkleistungsanforderungen der \r\nNetzbetreiber vom Anschlusspunkt der Anlage an das öffentliche Netz hin zu den Erzeugungs\r\nklemmen der Wechselrichter. Zum damaligen Zeitpunkt war das ein lobenswerter Schritt, weil \r\nsomit der Einspeisevorrang der EE-Erzeuger gegenüber industriellem, fossilem Eigenver\r\nbrauch gewährleistet werden sollte. Diese fossilen Erzeugungsanlagen wurden mit Einführung \r\ndieser Änderung abgeregelt anstelle von PV- und Windkraftanlagen. Dadurch wurde eine vor\r\nrangige Nutzung von EE-Strom ermöglicht. \r\nHeute haben wir eine große Anzahl an dezentralen Photovoltaik-Anlagen, die kleine und große \r\nGewerbe mit günstiger, selbsterzeugter Energie versorgen. Bereits Anlagen ab 7 kW sind nach \r\nMsbG mit Steuerungstechnik auszustatten, damit sie im Engpassfall abgeregelt werden kön\r\nnen. Hierbei müssen diese direkt an der Photovoltaik-Anlage abgeregelt werden. Ist in dem \r\nMoment die Bezugsleistung höher als die begrenzte Erzeugungsleistung, führt dies zu teurem \r\nStrombezug aus dem Netz. Der abgeregelte Solarstrom wird vergütet, aber der zusätzliche \r\nStrombezug derzeit nicht. Die Meldung von Nichtverfügbarkeiten im Redispatchprozess zum \r\nSchutz des Eigenverbrauchs ist im kleinen Leistungsbereich ungeeignet. Diese bürokratischen \r\nProzesse sind bei der Vielzahl an kleinen steuerbaren Anlagen nicht zumutbar. Investitionen in \r\nden Ausbau der PV im Kleinsegment sind gefährdet. \r\nDie Probleme treten aktuell vor allem im Süden Deutschlands auf. Hier werden Anlagen zum \r\nTeil mehrmals die Woche über mehrere Stunden abgeregelt. Dies passiert auch bei Anlagen, \r\ndie nicht in das öffentliche Stromnetz einspeisen, sondern nur der Eigenversorgung dienen. \r\nZusätzlich kann in einer Anlage, deren Erzeugung abgeregelt wird, eine Speicherbeladung \r\nnicht vorgenommen werden. Diese Vorgaben machen den Ausbau der Solaranlagen in \r\n10 \r\nGewerbe und Industrie unattraktiv und hemmen dazu die notwendigen Investitionen in Gewer\r\nbespeicher. \r\nBei der Umsetzung des § 14a EnWG für steuerbare Verbraucher durch die BNetzA gibt es be\r\nreits die Möglichkeit, die Steuerung auf den Netzanschlusspunkt zu optimieren. Für die Steue\r\nrung nach § 13 (1) EnWG (Redispatch 2.0) ist dies aktuell nicht möglich, sondern hier wird di\r\nrekt die Erzeugungsanlage gesteuert. Die Verfahren aus den Festlegungen der BNetzA zum § \r\n13 (1) und § 14a EnWG sind nicht aufeinander abgestimmt und sorgen für Unsicherheit sowohl \r\nbei den Netzbetreibern als auch bei den Anlagenbetreibern.   \r\nDer Gesetzgeber hat in der EnWG-Novelle vom November 2025 richtigerweise erkannt, dass \r\nder Eigenverbrauch geschützt werden muss und dies durch EU-Recht zwingend vorgegeben \r\nist. Die dort erfolgte Klarstellung ist allerdings unzureichend, da nur auf die aktuellen Verfah\r\nren verwiesen wird, die in der Praxis insbesondere bei Anlagen kleiner 1 MW nicht funktionie\r\nren.   \r\n➔BSW-Empfehlungen\r\nDie Wirkleistungsbegrenzung der Netzbetreiber und damit der Bezugspunkt der Steuerung für \r\nEE-Anlagen sollten auf den Netzanschlusspunkt zurückgelegt werden.   \r\nEine detaillierte Formulierungshilfe zur Ausgestaltung finden Sie hier.  \r\n8.2 Steuerungspflichten für PV-Anlagen in der Nulleinspeisung \r\nvereinheitlichen  \r\nMit dem Solarspitzengesetz sind Steuerungsanforderungen aus dem Erneuerbare-Energien\r\nGesetz in das Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) gewandert. Demnach sind nach § 29 Abs. 1 \r\nsowohl Verbraucher mit Anlagen, bei denen eine Vereinbarung nach § 14 a EnWG besteht, als \r\nauch Erzeugungsanlagen mit einer installierten Leistung größer 7 Kilowatt mit intelligentem \r\nMesssystem und Steuerungseinrichtung am Netzanschlusspunkt auszustatten. Explizit nahm \r\nder Gesetzgeber hier Nulleinspeise-Anlagen aus. So wird in § 29 Abs. 5 MsbG die Ausstat\r\ntungspflicht mit Steuerboxen für Anlagen, die eine dauerhafte Wirkleistungseinspeisung von 0 \r\nProzent der installierten Leistung am Netzverknüpfungspunkt realisieren, aufgehoben. Die Ge\r\nsetzesbegründung argumentierte zu Recht, dass Anlagen, die keinen Strom in das Netz der öf\r\nfentlichen Versorgung einspeisen, auch nicht gesteuert werden müssen. Leider sind weitere \r\nVerweise auf die Steuerbarkeit im EnWG und EEG nicht mit angepasst worden. In zukünftigen \r\nGesetzgebungsverfahren sollten für eine Markterleichterung die gesetzlichen Widersprüche \r\naufgeklärt werden. \r\n➔BSW-Empfehlungen\r\nDie Anforderungen an die Steuerung von Erzeugungsanlagen, die nicht in das Stromnetz der \r\nöffentlichen Versorgung einspeisen, sind im EnWG und EEG auf Grundlage des MsbG zu ver\r\neinheitlichen.   \r\nEine detaillierte Formulierungshilfe zur Ausgestaltung finden Sie hier.  \r\n11 \r\n8.3 Redispatch-Vorbehalt würde EE-Ausbau blockieren \r\nDie Idee des Redispatch-Vorbehaltes, wie es der kürzlich erschienen Gesetzesantrag (Druck\r\nsache 318/25) des Landes Mecklenburg-Vorpommern zum Redispatch-Vorbehalt, vorschlägt, \r\nstößt in der Solarwirtschaft auf vehementen Widerspruch.  \r\nDer Redispatch-Vorbehalt zielt darauf ab, dass Netzbetreiber engpassbehaftete Stromtrassen \r\nausweisen. Der Anschluss für Neuanlagen ist dann nur noch mit einem temporären Verzicht \r\nauf den finanziellen und bilanziellen Ausgleich beim Redispatch, gewährleistet. \r\nDer Gesetzesentwurf gibt den Netzbetreibern die Möglichkeit, während Engpasssituationen \r\nneue Anlagen in diesen engpassbehafteten Regionen abzuregeln oder auch komplett abzu\r\nschalten, ohne dass ein finanzieller Ausgleich erfolgt. Nach § 13 Absatz 1 EnWG sind die Maß\r\nnahmen mit den geringsten Kosten zuerst durchzuführen. Dies bedeutet, dass in allen Eng\r\npasssituationen zunächst diese neuen Anlagen komplett abgeschaltet werden, auch in Situa\r\ntionen, wo vorher noch entschädigungspflichtige Anlagen reduziert worden sind. Ein wirt\r\nschaftlicher Betrieb und die i. d. R. erforderliche Aufnahme von Fremdkapital zur Finanzierung \r\nneuer Anlagen ist unter diesen Voraussetzungen nicht mehr möglich. Der Vorschlag kommt \r\ndamit einem Anschlussverbot in engpassbehafteten Leitungsabschnitten gleich.  \r\nDer Gesetzesentwurf konterkariert dabei eine der wesentlichsten Rechtsvorschriften des \r\nEEG. So sind Anlagen nach EEG unverzüglich und vorrangig anzuschließen und Netzbetreiber \r\nsind verpflichtet, ihre Netze unverzüglich zu optimieren, zu verstärken oder auszubauen, um \r\ndie Abnahme, Übertragung und Verteilung der Energie zu gewährleisten (vgl. §§ 8 und 12 EEG). \r\nDas heißt, EE- Anlagen können unverzüglich angeschlossen werden, auch in engpassbehafte\r\nten Netzgebieten und Netzbetreiber sind verpflichtet engpassbehaftete Trassen auszubauen \r\nbzw. zu optimieren. Leider ist dieser Ausbau in der Vergangenheit häufig zu langsam erfolgt. \r\nIm Falle einer Einführung von Redispatch-Vorbehalten würde der Druck zum Netzausbau er\r\nheblich reduziert und nicht wie notwendig beschleunigt werden. \r\nMit dem Solarstromspitzengesetz wurde bereits ein flexibles Instrument für Netzengpassge\r\nbiete eingeführt (vgl. § 8a EEG). Dieses Instrument der flexiblen Netzanschlussvereinbarung \r\nerlaubt mit beidseitiger Zustimmung die Einspeisemengen während der Engpasssituationen \r\nz.B. vom finanziellen Ausgleich auszunehmen, oder aber die Einspeisung während dieser Situ\r\nationen stark zu begrenzen. Der Vorteil gegenüber einem Redispatch-Vorbehalt ist eine deut\r\nlich höhere Transparenz und Planungssicherheit, da die genauen Bedingungen für beide Sei\r\nten im Voraus vertraglich festgelegt werden müssen. Somit ist für den Anlagenbetreiber beim\r\nUnterzeichnen des Vertrags kalkulierbar, ob und wie sich die Anlage refinanziert.\r\nEin Redispatch-Vorbehalt würde auch keinen Anreiz für die Errichtung von Batteriespeichern \r\nschaffen, da das Engpassmanagement nach §13 Absatz 1 EnWG auf die Erzeugungsanlage \r\nwirken muss, und daher der Speicher im Redispatch-Fall nicht aus der PV-Anlage geladen \r\nwerden darf.  \r\n➔BSW-Empfehlungen\r\nDer BSW lehnt den vorgeschlagenen Gesetzesentwurf als auch vergleichbare Ideen zur Ein\r\nführung eines Redispatch-Vorbehaltes daher grundlegend ab. \r\n12 \r\nMittels der vom Gesetzgeber bereits beschlossenen und in diesem Positionspapier empfohle\r\nnen Maßnahmen für eine effizientere Netznutzung, einen schnelleren Netzausbau sowie den \r\nweiteren Abbau von Marktbarrieren für den Ausbau und die netzdienliche Steuerung von Flexi\r\nbilitätsoptionen wie insbesondere Batteriespeichern lassen sich die Redispatch-Kosten mit\r\ntelfristig reduzieren.   \r\nRückfragen: \r\nBundesverband Solarwirtschaft e. V. (BSW-Solar) \r\nCarsten Körnig, Hauptgeschäftsführer, geschaeftsleitung@bsw-solar.de \r\nMartin Rothert, Koordinator Netz & Elektrotechnik, rothert@bsw-solar.de, Tel. 030 2977788-41 \r\nEintrag im Lobbyregister des Deutschen Bundestages:  ROO2438"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-02-09"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023376","regulatoryProjectTitle":"Änderungen am EEG: Ausgestaltung der PV-Förderung / Marktintegration (Dach-PV, Eigenverbrauch, Direktvermarktung)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/18/2f/714760/Stellungnahme-Gutachten-SG2603240011.pdf","pdfPageCount":13,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Für den weiteren \r\nSolarzubau sieht das EEG vor, dass mindestens 50 Prozent des Zubaus als Dachanlagen erfolgen \r\n(vgl. § 4 S. 2 EEG). Der Gesetzgeber verfolgt damit einen ausgewogenen Ansatz, der die verschiede\r\nnen Stärken der unterschiedlichen Photovoltaiksegmente ideal kombiniert.  \r\nAlle PV-Marktsegmente müssen künftig einen verstärkten Beitrag zur Energiewende leisten, um das \r\nnotwendige private Kapital im erforderlichen Umfang für die Dekarbonisierung und Modernisierung \r\nder Energieversorgung zu mobilisieren und die gesetzlich verankerten PV-Ausbauziele zu erreichen. \r\nAuch eine weiterhin hohe Akzeptanz für die Energiewende kann nur durch eine breite unmittelbare \r\nPartizipation von Verbrauchern und Unternehmen an preiswertem Solarstrom gesichert werden. \r\nDaher erscheinen Überlegungen, die den starken Ausbau der Gebäude-PV kritisieren und einen Fo\r\nkus auf den Ausbau von PV-Freiflächenanlagen fordern oder gar ein Förderende für Heimanlagen \r\nins Spiel bringen, nicht sinnvoll. An dieser Stelle spricht auch der Koalitionsvertrag eine eindeutige \r\nSprache, der „Verbraucher stärker zu Mitgestaltern“ der Energiewende machen und die Energie\r\nkosten senken möchte. \r\nVor Einschnitten warnt - nicht zuletzt vor dem Hintergrund einer bereits schrumpfenden Nachfrage - mit der Solarwirtschaft eine in Wirtschaft und Zivilgesellschaft breit verankerte Verbändeallianz. \r\nDie Erstunterzeichner eines entsprechenden Appells und ihre Mitgliedsverbände vertreten über 20 \r\nMio. Einzelmitglieder, darunter über 50.000 Unternehmen (vgl. https://bit.ly/48ybuEu). \r\nOft wird auch übersehen, dass im letzten Jahr die Förderung bereits stark gesenkt wurde. Gleich zu \r\nBeginn des vergangenen Jahres wurde das „Solarspitzengesetz“ auf den Weg gebracht. Nach über\r\neinstimmender Auffassung der BNetzA, der ÜNB und der EE-Branche erhöht die Umsetzung der da\r\nrin beschlossenen Maßnahmen erheblich die Systemstabilität und -effizienz. Die damit verbunde\r\nnen schmerzhaften Fördereinschnitte – keine Förderung bei neg. Preisen u. Wirkleistungskappung \r\nauf 60 % – wurden von der Solarbranche mitgetragen, obwohl sie die Förderung erheblich reduzie\r\nren. Die Branche hat zudem eigene Vorschläge unterbreitet, wie sich die Effizienz der Energie\r\nwende weiter steigern lässt (vgl. u. a. Hinweispapier Netze: https://bit.ly/4aGgqsf) \r\nDarüber hinaus gehende relevante Einschnitte bei der Förderung oder die Einführung einer Direkt\r\nvermarktungspflicht für kleine PV-Systeme hätten jedoch unweigerlich einen Markteinbruch bis hin \r\nzum Fadenriss zur Folge und würde bei den Wählern aller im Bundestag vertretenen Parteien ganz \r\nüberwiegend auf Unverständnis stoßen. Dies belegen aktuelle repräsentative Umfragen (s. S. 8).  \r\nVom BMWE angekündigte Fördereinschnitte haben 2025 zu einer erhebliche Investitionszurückhal\r\ntung und einem deutliche Marktrückgang bei der Gebäude-PV beigetragenen. Bei der anstehenden \r\nEnergierechtsnovelle ist im Umgang mit der Photovoltaik daher Augenmaß gefragt. \r\nDie vereinzelt geäußerte Kritik an der Gebäude-PV ist unbegründet. Sie blendet wesentliche Vor\r\nteile der Gebäude-PV aus. Als Interessenvertretung von 1.200 Solarunternehmen entlang der ge\r\nsamten Wertschöpfungskette erläutern wir mit diesem Papier die zentralen Stärken der Gebäude\r\nPV und zeigen auf, weshalb ein ausgewogenes Verhältnis beim Zubau von Gebäude- und Freiflä\r\nchenanlagen mit verlässlichen Rahmenbedingungen entscheidend für den weiteren Erfolg der \r\nEnergiewende ist. \r\n2 \r\nArgumente zum Fortbestand attraktiver Rahmenbedingungen  \r\nfür die Gebäude-Photovoltaik auf einen Blick \r\n1.     \r\n2.  \r\n3.  \r\n4.     \r\n5.  \r\n6.  \r\n7.     \r\n8.     \r\n9.     \r\nPhotovoltaik-Ausbauziele sind nur mit Gebäude- & Freiflächen-PV erreichbar \r\nEEG-Förderung bleibt vorerst ein notwendiges Absicherungsinstrument \r\nDie Fördereffizienz für die Gebäude-PV ist hoch \r\nGebäude-PV stärkt Wirtschaftsunternehmen durch dauerhaft günstige Strompreise  \r\nStaatliche Förderung für Photovoltaik kommt allen zugute - Industrie sowie Verbrauchern  \r\nVoraussetzungen für Direktvermarktung kleiner Anlagen schaffen \r\nFörderende für eingespeisten Solarstrom würde zu weniger und kleineren Gebäude-PV\r\nAnlagen führen, Folge: Verfehlen der Klimaziele  \r\nGebäude-PV ist wichtigster Anker der Energiewende-Akzeptanz \r\nGebäude-PV ermöglicht Sektorenkopplung und eine ideale Netzausnutzung \r\n10.  Erhalt und Schaffung von Wertschöpfung und Arbeitsplätzen vor Ort in Deutschland \r\n11.  Gebäude-PV erhöht die Flächeneffizienz des Solarzubaus \r\n12.  Solarer Eigenverbrauch: Subventionsfrei vor Ort erzeugt & verbraucht \r\n13.  Systemdienlicher Zubau der Gebäude-PV bereits in der Umsetzung \r\n1.  PV-Ausbauziele sind nur mit Gebäude- & Freiflächen-PV erreichbar \r\nAuf dem Weg zu gesetzlich verankerten Klimaschutz- und Photovoltaik-Ausbauzielen wurden in \r\nden letzten Jahren im Energiesektor erste beachtliche Schritte erreicht, insgesamt wurde aber erst \r\neinen Bruchteil des Weges geschafft. Seit Mitte 2024 hat sich der Zubau der Solarstromerzeu\r\ngung insbesondere auf Gebäuden deutlich verlangsamt, das Erreichen der nächsten gesetz\r\nlich verankerten Etappenziele ist alles andere als ein Selbstläufer. Nachjustierungen an den \r\nRahmenbedingungen müssen daher sorgfältig abgewogen werden und möglichst minimalin\r\nvasiv erfolgen. \r\nGleichzeitig wächst der Strombedarf u.a. durch die Elektrifizierung des Wärme- und Mobilitätssek\r\ntors sowie der Zunahme von Rechenzentren und Klimaanlagen. Um die Klima- und Ausbauziele zu \r\nerreichen, braucht es daher verlässliche Investitionsbedingungen in allen PV-Marktsegmenten. \r\nAuch der von der Bundesregierung beauftrage Monitoringbericht zur Energiewende kommt zu dem \r\nErgebnis, dass die Stromnachfrage robust ansteigen wird und dass ein Ausbau der Photovoltaik \r\nweiterhin in hohem Umfang notwendig ist. Eine Analyse des BDEW zu Strombedarf und -erzeugung \r\nim Jahr 2030 kommt zudem zu dem Ergebnis, dass die tatsächlichen Volllaststunden von EE-Anla\r\ngen niedriger sind als in vielen Studien angenommen wird. Der BDEW stellt deshalb fest, dass das \r\n„konsequente Vorantreiben des EE-Ausbaus entlang des aktuellen Ausbaupfads“ eine „sowieso“\r\nNotwendigkeit sei. Selbst wenn der Strombedarf bis 2030 etwas weniger stark wachsen sollte als \r\nursprünglich erwartet, besteht daher kein Anlass zu einer Drosselung des PV-Zubaus. Dies gilt \r\n3 \r\nnicht zuletzt, um die absehbare deutliche Verfehlung der Windkraft-Ziele (insbesondere Offshore) \r\nkompensieren zu können. \r\nStatt schädliche Debatten über eine Drosselung des Energiewende-Tempos im PV-Dachsegment \r\nzu führen, sollten daher jetzt die anstehenden Aufgaben der Energiewende konsequent angegan\r\ngen werden: PV-Ausbau für alle relevanten Marktsegmente auf Zielkurs halten, Speicher ausbauen, \r\nweitere Flexibilitäten voranbringen und systemdienlich ins Stromsystem einführen. \r\n2.   EEG-Förderung bleibt vorerst notwendiges Absicherungsinstrument \r\nDie Dynamik beim Ausbau der Photovoltaik der letzten Jahre ist maßgeblich dem Engagement und \r\nder Investitionsbereitschaft von Privatpersonen und Unternehmen zu verdanken, die Solaranlagen \r\nauf ihren Dächern installiert haben. \r\nIm Falle einer Abschaffung der EEG-Förderung für neue PV-Dachsysteme im Heimsektor wür\r\nden sich nach Berechnungen des Fraunhofer Instituts für Solare Energiesysteme die Amorti\r\nsationszeiten von PV-Systemen mit und ohne Speicher derart verlängern, dass sie für die \r\nMehrzahl potenzieller Kunden unattraktiv werden dürfte. Selbst bei Konstellationen mit hohem \r\nEigenverbrauchsanteil durch E-Auto und Wärmepumpe stellt die Einspeisevergütung derzeit meist \r\nnoch einen notwendigen Kaufanreiz dar. Ohne eine EEG-Förderung würden sich die Amortisations\r\nzeiten in diesem Fall auf rd. 19 Jahren (mit Speicher) und auf über 30 Jahre (ohne Speicher) verlän\r\ngern (vgl. nachfolgende Grafik). Dies wäre mit den Amortisationserwartungen potenzieller Kunden \r\ni.d.R. nicht mehr in Deckung zu bringen. Diese betragen bei Privathaushalten und Firmen zumeist \r\nunter 10 Jahre. Repräsentative Umfragen unter privaten Immobilieneigentümern weisen dies \r\nnach und warnen zugleich: Lediglich vier von zehn Kunden würden sich ohne eine EEG-Förde\r\nrung noch eine Solarstromanlage im Heimsegment anschaffen (vgl. nachfolgende Grafik). \r\n4 \r\nInvestitionsbereitschaft setzt Planungssicherheit voraus. In der derzeitigen Phase der Energie\r\nwende ist dabei der richtige Mix aus Markt und Förderung entscheidend. Mit der zunehmenden \r\nVerbreitung solarer Batteriespeicher ist die Abhängigkeit neuer Solarstromanlagen von der \r\nEEG-Förderung in den letzten Jahren zwar merklich gesunken, noch stellt sie aber für die \r\nüberwiegende Zahl der Kunden einen notwendigen Kaufanreiz dar.   \r\n5 \r\nDer gesetzlich garantierte Förderanspruch ist für den ins öffentliche Stromnetz eingespeisten \r\nSolarstrom für die Mehrzahl neuer Solaranlagen-Betreiber nicht nur eine wichtige Rückversi\r\ncherung, sondern er ermöglicht zudem häufig erst den notwendigen Zugang zu günstigen Kre\r\nditen. Auf diese sind nahezu die Hälfte aller PV-Interessierten angewiesen, wie ebenfalls aus \r\neiner Repräsentativbefragung unter Eigenheimbesitzern hervorgeht. Einer Umfrage unter rund \r\n120 in den jeweiligen PV-Marktsegmenten installierenden Betrieben im Dezember 2025 zufolge ge\r\nhen 3 von 4 PV-Installateure davon aus, dass eine Abschaffung der fixen EEG-Vergütung sowohl bei \r\nGewerbedach- als auch bei Eigenheimsolaranlagen die Finanzierung mit Fremdkapital (eher) er\r\nschweren würde. Zwei Drittel der Installationsunternehmen erwarten zudem, dass sich durch eine \r\nAbschaffung der fixen EEG-Vergütung die Zinssätze für Fremdkapital erhöhen und somit die An\r\nschaffung von PV-Anlagen verteuern würden. \r\nDie GLS Bank, die den Ausbau der Erneuerbaren Energien seit Jahrzehnten mitfinanziert, bestätigt, \r\ndass der gesetzlich garantierte Förderanspruch des EEG zudem ein zentrales Instrument für erfolg\r\nreiche Finanzierungen darstellt. Insbesondere bei Anlagen mit geringeren Eigenverbrauchsquoten \r\noder Direktliefermodellen würde ohne eine Absicherung durch die Einspeisevergütung nach EEG \r\nder Fremdkapitalanteil sinken und die Eigenkapitalanforderung erhöht werden, wodurch die Um\r\nsetzungswahrscheinlichkeit solcher Projekte signifikant abnähme.  \r\nAnders als im 10-Punktepapier von BM Reiche wurde im „Monitoringbericht“ daher auch \r\nkeine Abschaffung der Einspeisevergütung empfohlen. Stattdessen bestätigt der Monitoring\r\nbericht, dass sich die Zubaudynamik im Segment der Aufdachanlagen in den letzten Monaten \r\nabgeschwächt habe und ein Erreichen der PV-Ausbauziele nur bei „keinen grundlegenden Än\r\nderungen in den Umsetzungsvoraussetzungen wie Flächenverfügbarkeit oder wirtschaftli\r\nchen Rahmenbedingungen“ wahrscheinlich sei. \r\n3.  Die Fördereffizienz für die Gebäude-PV ist hoch  \r\nDie Höhe der EEG-Einspeisevergütung für typische neue PV-Systeme im Eigenheim beträgt inzwi\r\nschen 7,94 ct/kWh. Doch diese Zahl trügt: So liegt die tatsächliche Subventionshöhe pro erzeugter \r\nKilowattstunde nach einer Analyse des Fraunhofer ISE bei allen untersuchten neuen PV-Anlagen\r\nkonfigurationen inzwischen bei unter 2,7 ct/kWh. Die Fördereffizienz ist damit höher als gemein\r\nhin angenommen, was an zwei Gründen liegt: - - \r\nEs werden nur die Differenzkosten zum Marktwert an der Strombörse subventioniert. Letz\r\nterer betrug 2025 nach ÜNB-Angaben durchschnittlich rd. 4,5 Cent je Kilowattstunde  \r\nIn Prosumingkonstellationen, die heute der Normalfall sind, wird von drei auf dem eigenen \r\nSolardach erzeugten Kilowattstunden nur eine ins öffentliche Netz eingespeist und nach \r\ndem EEG vergütet. Die anderen zwei kWh werden im Haushalt direkt verbraucht oder mit \r\nHilfe eines Batteriespeichers zwischengespeichert. Solarparks erzielen für den eingespeis\r\nten Solarstrom zwar niedrigere Vergütungssätze je kWh, Eigenverbrauch findet hier i.d.R. \r\njedoch nicht in nennenswertem Umfang vor Ort statt. \r\n6 \r\nHinzu kommt: Die Fördereffizienz für neue PV-Systeme hat sich in den letzten Jahren auf\r\ngrund des technischen Fortschritts und des massiven internationalen Wettbewerbs be\r\nmerkenswert erhöht (vgl. nachfolgende Grafik). \r\n4.   Gebäude-PV stärkt Wirtschaftsunternehmen durch dauerhaft güns\r\ntige Strompreise \r\nWie auch im Koalitionsvertrag richtig erkannt wurde, sind in Anbetracht wirtschaftlich herausfor\r\ndernder Zeiten und internationaler Konkurrenz günstige Energiepreise eine zentrale Voraussetzung \r\nfür eine starke deutsche Wirtschaft. Anders als andere Subventionen zur vorübergehenden Sen\r\nkung der Strompreise ermöglichen Solaranlagen auf Gewerbe- und Industriedächern Unter\r\nnehmen planbar und langfristig Zugang zu günstigem Strom.  \r\nAuch in der Industrie und im produzierenden Gewerbe lassen sich hohe Eigenverbrauchquoten er\r\nreichen. So können Unternehmen mit lokal erzeugtem und verbrauchten Solarstrom ihre Strom\r\nkosten häufig um 20 % im Jahr senken. Die zunächst notwendigen Investitionen für die Installation \r\neines PV-Systems stellen jedoch eine erheblich Hürde dar, die nur mittels Fremdkapital überwun\r\nden werden kann. Die im EEG gewährte Einspeisegarantie stellt für die Banken dabei - anders als \r\nder unternehmerische Eigenverbrauch – meist eine notwendige Sicherheit dar. \r\n5.  Staatliche Förderung für Photovoltaik kommt allen zugute - Industrie \r\nsowie Verbrauchern \r\nDer Koalitionsvertrag hat sich zum Ziel gesetzt, Unternehmen und Verbraucher von den Stromprei\r\nsen zu entlasten. Die Photovoltaik ist die günstigste Möglichkeit der Stromerzeugung aus Neuanla\r\ngen und trägt in hohem Maße zu diesem Ziel bei: Sie drückt schon heute den Preis an der \r\n7 \r\nStrombörse: Eine Enervis-Studie im Auftrag des BSW-Solar kommt zu dem Ergebnis, dass der Bör\r\nsenpreis für Strom im letzten Jahr ohne Solarenergie um durchschnittlich 15 Prozent höher \r\ngewesen wäre als er mit Solarenergie war. Für Energieverbraucher bedeutet das rund 7,4 Milliar\r\nden Euro geringere Kosten. Ein typischer Privathaushalt sparte dadurch (auch ohne eigene PV-An\r\nlage) etwa 50 Euro Stromkosten. Für industrielle Verbraucher mit 10 GWh Verbrauch liegen die Ein\r\nsparungen bei 120.000 Euro im Jahr. Der Studie zufolge wird der Großhandelsstrompreis durch den \r\nweiteren PV-Ausbau im Jahr 2030 bereits um 21 Prozent gesenkt, was für Privathaushalte eine jähr\r\nliche Ersparnis von über 70 Euro bedeutet und für Industriebetriebe mit 10 GWh Verbrauch 180.000 \r\nEuro Stromkostenersparnis. Hinzu kommt die Vermeidung steigender Klimafolgekosten in Milli\r\nardenhöhe in den nächsten Jahren und Jahrzehnten. \r\n6. Voraussetzungen für Direktvermarktung kleiner Anlagen schaffen \r\nDer Marktbetrieb möglichst vieler Solarstromanlagen wird benötigt, damit Photovoltaikanlagen auf \r\nMarktsignale reagieren, damit Batteriespeicher für den Markt und die Systemstabilität zur Verfü\r\ngung stehen und damit Wärmepumpen und E-Autos aktiv zum Ausgleich des Strommarktes beitra\r\ngen können sowie der Netzausbaubedarf reduziert wird. Dabei gewinnen alle: die Anlagenbetrei\r\nber, die Netzbetreiber, die Systemstabilität, der Strommarkt und alle Stromkunden (durch preis- \r\nund kostensenkende Effekte). Notwendige Voraussetzung dafür ist jedoch die Schaffung einer \r\nmassengeschäftstauglichen und vom Kosten-Nutzen-Verhältnis sinnvoll darstellbaren Möglich\r\nkeit, auch PV-Anlagen mit einer Leistung kleiner 100 Kilowatt und sogar kleiner 25 Kilowatt in ei\r\nnen praktisch umsetzbaren Marktbetrieb zu überführen.  \r\nDer Marktbetrieb wird dabei nicht von den Anlagenbetreibern oder den Herstellern der dezentralen \r\nEnergiesysteme verhindert, sondern durch die fehlende Digitalisierung des Messstellenbetriebs bei \r\nEndkunden und die fehlenden massengeschäftstauglichen Prozesse bei den Netzbetreibern für die \r\n8 \r\nMarktkommunikation und die Mess- und Steuerungstechnik. Direktvermarktungskosten für kleine \r\nPV-Anlagen liegen aufgrund dieser Defizite in den allermeisten Fällen höher als die Erlöse des \r\nStromverkaufs. Daher würde sich zumeist kein Direktvermarkter für diese kleinen Strommengen \r\nfinden. In einer Umfrage unter rund 130 PV installierenden Betrieben im Dezember 2025 bestätigen \r\ndie Installateure, dass insbesondere eine schlechte Verfügbarkeit von Direktvermarktern bei Anla\r\ngen unter 100 kWp sowie zu hohe Kosten zentrale Gründe sind, die aktuell gegen eine Ausweitung \r\nder Direktvermarktungspflicht sprechen. Als weitere entscheidende Gründe gegen die Ausweitung \r\nder Direktvermarktungspflicht nannten 3 von 4 der befragten Installateure die unzureichende Um\r\nsetzung der notwendigen Prozesse durch die Netzbetreiber sowie fehlende technische Vorausset\r\nzungen (z.B. kein flächendeckender Smart-Meter-Rollout). \r\nDa die Schaffung dieser Voraussetzungen noch mehrere Jahre benötigen wird, würde eine Ver\r\npflichtung zur Direktvermarktung von PV-Anlagen < 100 kWp den PV-Ausbau in diesem wichti\r\ngen PV-Marktsegment in den kommenden Jahren erheblich verringern. Eine große Mehrheit \r\nder befragten Solarinstallateure rechnet mit deutlichen Nachfragerückgängen im Heimseg\r\nment für den Fall, dass eine Pflicht zur Direktvermarktung unter den aktuellen Voraussetzun\r\ngen eingeführt werden sollte. Im betroffenen Gewerbedachsegment gehen 7 von 10 der be\r\nfragten Installateure von Nachfragerückgängen aus. \r\nVerpflichtungen zur Direktvermarktung sind verzichtbar, da der Marktbetrieb kleiner PV-Anlagen \r\nund dezentraler Prosumingsysteme (PV mit Batteriespeicher, optional mit E-Auto und Wärme\r\npumpe) für neue PV-Betreiber mit der Schaffung massengeschäftstauglicher Prozesse und der \r\ntechnischen Voraussetzungen für Betreiber von selbst attraktiv werden würde. Erst die Schaffung \r\ndieser Voraussetzungen führt dazu, dass der Überschussstrom aus kleinen PV-Systeme wirtschaft\r\nlich direkt vermarktet werden kann und zum Regelfall werden dürfte – ganz ohne gesetzliche Ver\r\npflichtung. Erst dann kann auch ein Nutzen für das Stromsystem gehoben werden.  \r\nZu diesen notwendigen Voraussetzungen zählen insbesondere eine frühzeitige Bereitstellung der \r\nMarktlokations-ID (MaLo-ID); der flächendeckende Smart-Meter-Rollout; Festlegung der Vorgaben \r\nund Prozesse für die Datenübermittlung zum Messen, Bilanzieren und Steuerung der Anlagen im \r\nRahmen der Direktvermarktung; Standardisierte Nachweisführung (Steuerbarkeitstests); massen\r\ntaugliche Abrechnungen inkl. Auszahlung der Marktprämie; die Umsetzung der Marktkommunikati\r\nonsvorgaben (MaKo) sowie der notwendigen Prozesse und Abläufe  durch die Netzbetreiber, Mess\r\nstellenbetreiber und Vermarkter; die Umsetzung der Flexibilisierung von Kundenanlagen (§ 19 Abs. \r\n3b und 3c EEG, MiSpeL-Festlegung der BNetzA); die EU-Beihilfegenehmigung für die Pauschalop\r\ntion (§19 Abs. 3c EEG); die Implementierung der finalen Rahmenbedingungen durch die Hersteller \r\nvon Geräten (Batteriespeicher, Wechselrichter, HEMS) und deren Software. \r\nDer BSW-Solar begrüßt daher ausdrücklich die Bemühungen der Bundesregierung, die (Markt\r\nkommunikations-)Prozesse zwischen Netzbetreibern und Direktvermarktern zu entbürokrati\r\nsieren, zu digitalisieren und massengeschäftstauglich zu machen, um die Direktvermarktung \r\nauch für kleinere PV-Anlagen zu ermöglichen und attraktiv zu machen. Eine Direktvermark\r\ntungspflicht sollte hingegen unbedingt vermieden werden, da die Schaffung dieser Vorausset\r\nzungen selbst im Falle klarer politischer Vorgaben noch etliche Jahre in Anspruch nehmen \r\n9 \r\ndürfe und zuvor die Nachfrage nach PV-Dächern unter der Leistungsschwelle von 100 kWp \r\nmassiv beschneiden würde.  \r\n7. Förderende für eingespeisten Solarstrom würde zu weniger u. kleine\r\nren Gebäude-PV-Anlagen führen, Folge: Verfehlen der Klimaziele \r\nDie Förderung für eingespeisten Solarstrom dient auch dazu, dass günstiger Solarstrom produziert \r\nwird, der über den Eigenverbrauch hinausgeht. Die Förderung hat somit den positiven Effekt, dass \r\ndort, wo ohnehin eine Solaranlage auf ein Dach gebaut wird, die Solaranlage größer gebaut und die \r\nDachfläche möglichst vollständig zur Stromerzeugung genutzt wird. Das ist volkswirtschaftlich \r\nsinnvoll und steigert die Kosteneffizienz von Dachanlagen. Die zusätzlichen, eingespeisten Strom\r\nmengen werden zudem benötigt, um den wachsenden Strombedarf u.a. durch die Elektrifizierung \r\ndes Wärme- und Mobilitätssektors sowie die Zunahme energieintensiver Rechenzentren und Kli\r\nmaanlagen zu decken und die Klimaziele der Bundesregierung zu erreichen. Im Falle eines Weg\r\nfalls der Förderung würden PV-Anlagen meist kleiner dimensioniert werden, um den im eige\r\nnen Haushalt bzw. Unternehmen nutzbaren Solarstromanteil zu erhöhen und somit zumin\r\ndest in einigen Fällen noch eine Anlagenrentabilität im Erwartungshorizont zu ermöglichen. \r\n8.  Gebäude-PV ist wichtigster Anker der Energiewende-Akzeptanz \r\nDie Solarenergie genießt höchstes Ansehen in der Bevölkerung: In einer YouGov-Repräsentativbe\r\nfragung unter 2.355 Personen (18+) im Auftrag des BSW-Solar von Oktober 2025 rangierte auf die \r\nFrage, welche Stromarten in der nächsten Legislaturperiode in Deutschland verstärkt genutzt wer\r\nden sollten an erster Stelle die Solarenergie. Zudem stoßen die Aussagen von Katherina Reiche \r\nzu einem möglichen Förderende für private Dachsolaranlagen nach wiederholten Repräsenta\r\ntivbefragungen bei Anhängern aller an der Bundesregierung beteiligten Parteien auf klare Ab\r\nlehnung (vgl. Grafik im Anhang).  \r\nInsbesondere die Gebäude-PV schafft von sog. Balkonkraftwerken sowie Mieterstrom, über Eigen\r\nheimdächer bis hin zu Gewerbedachanlagen aktive Teilhabemöglichkeiten für alle gesellschaftli\r\nchen Akteure und ist somit ein entscheidender Faktor für die nach wie vor ungebrochen hohe Zu\r\nstimmung zur Energiewende in Deutschland. Diese gilt es mit Hilfe der Gebäude-PV über den milli\r\nonenfachen Zugang von Verbrauchern und Unternehmen zu preiswertem Solarstrom zu erhalten. \r\n9. Gebäude-PV ermöglicht Sektorenkopplung u. ideale Netzausnutzung \r\nIn der aktuellen Debatte wird stellenweise argumentiert, dass PV-Dachanlagen teurer als Freiflä\r\nchenanlagen seien. Wie bereits unter Punkt 3 dargestellt werden dabei unsachgemäß lediglich ver\r\neinfachte Stromgestehungskosten betrachtet. Es wird zudem außer Acht gelassen, dass die Instal\r\nlation von PV-Gebäudeanlagen mehrere Kostenvorteile in Bezug auf Netznutzung und Netzausbau \r\naufweist: \r\nDie Installation einer Solaranlage ist häufig der entscheidende Auslöser für den Einbau von Sekto\r\nrenkopplungstechnologien und somit für klimafreundliche Mobilität und Wärme. Die Kombination \r\n10 \r\nvon Solaranlagen mit Batteriespeichern, Elektroautos oder Wärmepumpen ist heute bereits der \r\nStandardfall beim Kauf einer Photovoltaikanlage. Eine repräsentative Umfrage unter Eigenheimbe\r\nsitzer:innen des Institut für Demoskopie Allensbach (IfD) im Auftrag der IKND bestätigt, dass PV\r\nAnlagen der „Innovationsmotor im Eigenheim“ seien. Der Bezug preiswerten Solarstroms vom \r\neigenen Hausdach senkt die Stromkosten für den Betrieb von Wärmepumpen und E-Autos \r\nund mach sie damit für viele Haushalte erst interessant. \r\nDie Koalitionsfraktionen haben das erkannt und sich deshalb im Koalitionsvertrag richtigerweise \r\nzum Ziel gesetzt, „Verbraucher stärker zu Mitgestaltern“ in der Energiewende und somit „private \r\nHaushalte zu Akteuren der eigenen Energieversorgung“ zu machen. \r\nDie Hochschule für Technik und Wirtschaft Berlin hat dabei in einer aktuellen Analyse einen ent\r\nscheidenden, bisher kaum beleuchteten Vorteil des Solaren Prosuming festgestellt: Die effizien\r\nteste Nutzung der Netzinfrastruktur wird durch vollstände Prosuming-Konstellationen mit PV-An\r\nlage, Wärmepumpe, E-Auto und Batteriespeicher inkl. intelligentem Energie- und Lastmanagement \r\nerreicht. Durch die Kombination von Erzeugung, Verbrauch und Batteriespeicher an einem Ort \r\nkann der Netzausbaubedarf gesenkt und Kosten reduziert werden. Für den Photovoltaik-Zu\r\nbau in Prosuming-Konstellationen, die zunehmend Standard werden, wird dabei durch PV-An\r\nlagen kein zusätzlicher Netzausbau benötigt, der nicht ohnehin bereits für die elektrischen \r\nVerbraucher erforderlich ist. Das rare Gut der Netzkapazitäten wird mit Hilfe von Gebäude\r\nPV-Anlagen ideal genutzt. \r\n10. Erhalt und Schaffung von Wertschöpfung und Arbeitsplätzen vor Ort \r\nin Deutschland \r\nMit weit über 100.000 Beschäftigten und einem Jahresumsatz von über 30 Milliarden Euro ist die \r\nSolar- und Solarspeicherbranche ein bedeutender Wirtschaftsfaktor für Deutschland. Insbeson\r\ndere die Gebäude-PV sichert dabei lokale Arbeitsplätze im örtlichen Handwerk und weiteren loka\r\nlen Unternehmen. Nach Schätzungen von EUPD Research sind mehr als zwei Drittel der Beschäf\r\ntigten der deutschen PV-Branche und somit rund 70.000 Arbeitsplätze (Vollzeitäquivalente) direkt \r\noder indirekt allein PV-Dachanlagen zuzuordnen. Hinzu kommen weitere Beschäftigte im Bereich \r\nHeim- und Gewerbespeicher. Ein Großteil dieser Jobs dürfte entfallen, wenn es zu den von BM \r\nReiche angekündigten Fördereinschnitten kommen sollte. \r\n11.   Gebäude-PV erhöht die Flächeneffizienz des Solarzubaus \r\nIn einem dichtbesiedelten Land wie Deutschland ist die effiziente Nutzung von Flächen zur Energie\r\ngewinnung ein wichtiger Baustein zur Akzeptanzsicherung für den weiteren Ausbau Erneuerbarer \r\nEnergien. Auch aus diesem Grund wurde mit dem Solarpaket der Bundesregierung ein Mindestan\r\nteil von 50 % Solardachanlagen beim weiteren Zubau festgelegt, eigene Auktionssegmente für be\r\nsondere Solaranlagen wie Agri- und Parkplatz-PV eingeführt sowie naturschutzfachliche Kriterien \r\nzur Steigerung der Biodiversität von Freiflächenanlagen beschlossen. Der Erfolg dieses eingeschla\r\ngenen Weges mit einem ausgewogenen Verhältnis der unterschiedlicher PV-Segmente zeigt sich \r\n11 \r\nan den hohem Zustimmungswerten zur Photovoltaik (s.o.). Eine Abkehr vom PV-Ausbau auf Dä\r\nchern und eine stärkere Verlagerung auf Freiflächen würde die Flächenkonkurrenz und auch \r\ndie Pachtpreise ohne Not erhöhen damit die Akzeptanz der Energiewende gefährden. \r\n12. Solar-Eigenverbrauch: Subventionsfrei vor Ort erzeugt & verbraucht \r\nDer Eigenverbrauch von Solarstrom führt zu Einsparungen im Vergleich zu den Strombezugskosten. \r\nDabei handelt es sich jedoch nicht um eine Subvention. Der Selbstverbrauch vor Ort erzeugten So\r\nlarstroms ist genauso normal wie Eigenleistungen im Haus oder der Eigenanbau von Obst und Ge\r\nmüse im Garten. Dabei greift auch der Vorwurf der vermiedenen Netzentgelte zu kurz: Nach einer \r\nAnalyse des Fraunhofer Instituts für Solare Energiesystem kann der durchschnittliche Netzbezug \r\neines klassischen Haushalts von 4.000 kWh durch den Einsatz von E-Autos und Wärmepumpen auf \r\nca. 6.000 – 8.000 kWh pro Jahr ansteigen. Damit tragen Prosuming-Haushalte durch ihren hohen \r\nStromverbrauch in erheblichen Umfang zur Deckung der Netzkosten bei. \r\n13.  Systemdienlicher Zubau der Gebäude-PV bereits in der Umsetzung \r\nDie Betreiber von Photovoltaikanlagen im Leistungsbereich zwischen 25 und 100 kWp kommen wie \r\ndie Betreiber größerer PV-Anlagen bereits seit vielen Jahren zuverlässig ihrer Verpflichtung nach, \r\ndiese Anlagen für die Netzbetreiber steuerbar zu machen. Anlagen über 30 kWp, welche ab 2012 \r\ninstalliert wurden und Anlagen über 25 kWp, welche ab 2021 installiert wurden, müssen bereits \r\ndurch die Netzbetreiber steuerbar sein. Aktuell sind damit fast zwei Drittel der heute installierten \r\nPhotovoltaikleistung von rund 100 GWp bereits steuerungspflichtig. \r\nMit dem „Solarspitzengesetz“ wurden Anfang 2025 nun auch kleinere PV-Neuanlagen über 7 kWp \r\nverpflichtet, durch den Netzbetreiber steuerbar zu sein. Weiterhin wurde die Förderung zu Zeiten \r\nnegativer Strompreise auch für kleinere PV-Anlagen über 2 kWp beendet. Damit haben selbst \r\nkleinste PV-Anlagen nun einen Anreiz sich marktdienlich zu verhalten. Der im Juli 2025 veröffentli\r\nche Systemstabilitätsbericht der vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) und die Bewertung der \r\nBNetzA bestätigen, dass mit den Neuregelungen des Solarpakets die von den ÜNB geforderten \r\nMaßnahmen zur Glättung der Stromspitzen weitestgehend umgesetzt wurden. Darüberhinausge\r\nhende Maßnahmen sind nicht benannt. Die 2025 und zuvor bereits gesetzlich beschlossenen \r\nMaßnahmen sind aus Sicht der ÜNB und BNetzA somit ausreichend, um die Herausforderung \r\nvon Stromspitzen marktlich und technisch zu beherrschen. Davon unbenommen ist es aber \r\nwichtig, den Speicherausbau massiv voranzutreiben und sicherzustellen, dass die im Solar-Spit\r\nzengesetz bereits vorgeschrieben Maßnahmen wie erwartet umgesetzt werden und greifen. \r\nRückfragen:  \r\nBundesverband Solarwirtschaft e. V. (BSW-Solar) \r\nCarsten Körnig, Hauptgeschäftsführer, geschaeftsleitung@bsw-solar.de \r\nBenedikt Fischer, Referent Solartechnik & Recht, fischer@bsw-solar.de \r\nTel. 030 2977788-33 \r\n12 \r\nAnhang \r\n13"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-01-15"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023376","regulatoryProjectTitle":"Änderungen am EEG: Ausgestaltung der PV-Förderung / Marktintegration (Dach-PV, Eigenverbrauch, Direktvermarktung)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/05/3d/714762/Stellungnahme-Gutachten-SG2603240016.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Verbändeappell\r\nGebäude-Photovoltaik muss zentrale \r\nSäule der Energiewende bleiben  \r\nPhotovoltaik hat sich zu einer tragenden Säule einer klimafreundlichen und preiswerten Stromversorgung \r\nentwickelt und stößt auf höchste Akzeptanzwerte in der Bevölkerung. Aufgrund inzwischen sehr niedriger \r\nErzeugungskosten wirkt sie als Preisdämpfer an der Strombörse. Von ihrem weiteren Ausbau profitieren \r\nPrivathaushalte in Eigenheimen und Mietshäusern sowie die Wirtschaft gleichermaßen. Solartechnik sollte \r\ndaher eine wachsende Rolle bei der Energieversorgung zukommen. Dies gilt insbesondere auch für ihre An\r\nwendung auf Gebäuden und ihren Nebenanlagen. Sie sichert Wirtschaftsunternehmen sowie Verbrauchern \r\ndauerhaft günstige Strompreise und ermöglicht Millionen Bürgern eine aktive Teilhabe an der Energiewende. \r\nGünstiger Solarstrom vom eigenen Dach bringt auch die Energiewende im Wärme- und Mobilitätssektor \r\nvoran. Die Kombination mit Batteriespeichern, Elektroautos oder Wärmepumpen ist beim Kauf einer Pho\r\ntovoltaikanlage inzwischen Standard. Gleichzeitig hat sich der Förderbedarf deutlich reduziert: Auf jede \r\nEEG-geförderte Kilowattstunde neuer PV-Dachsysteme auf Eigenheimen kommen inzwischen i. d. R. etwa \r\nzwei ungeförderte Kilowattstunden Solarstrom, die vor Ort selbst verbraucht werden. Das intelligente Zu\r\nsammenspiel verschiedener Energiewende-Technologien vermeidet Netzausbaukosten. \r\nIn der derzeitigen Phase der Energiewende ist der richtige Mix aus Markt und Förderung entscheidend. Ohne \r\neinen attraktiven Förderrahmen dürfte sich der Photovoltaik-Zubau im Eigenheimsegment mehr als halbie\r\nren, so die übereinstimmenden Ergebnisse von Umfragen im Solarhandwerks und bei Immobilieneigentü\r\nmern. Im Mehrfamilienhaussegment würden die Ausbauzahlen weiterhin auf zu niedrigem Niveau stagnieren. \r\nDies würde die Klimaziele gefährden und die Abhängigkeit von teuren fossilen Energieträgern verlängern. \r\nAls führende Verbände des Mittelstands, der Wohnungswirtschaft, des Verbraucherschutzes, der Umwelt, \r\nder Elektro- und Digitalindustrie, des Elektrohandwerks, der Energiedienstleistungen und des Contractings, \r\nder Bürgerenergie und Energiegenossenschaften sowie der Erneuerbaren Energien und Speicherbranche \r\nappellieren wir daher an die Bundespolitik: \r\n1) EE-Ausbauziele beibehalten\r\nEin schneller Ausbau von erneuerbaren Energien bleibt für das kosteneffiziente Erreichen der Klimaziele un\r\nverzichtbar. Dies wird von den Autoren des Monitoringberichts zur Energiewende bestätigt, den das Bundesmi\r\nnisterium für Wirtschaft und Energie im September veröffentlicht hat.\r\n2) Förderrahmen: Nachjustieren statt Einschnitte\r\nDurch das Solarspitzengesetz wurden Anfang 2025 bereits die Nachteile der festen Einspeisevergütung für \r\nalle neuen Solaranlagen abgeschafft und ein marktdienlicher Betrieb zu Zeiten negativer Börsenstrompreise \r\nangereizt. Gleichzeitig erhöhen degressive Fördersätze und die Verbreitung von Batteriespeichern sowie das \r\nZusammenspiel mit Wärmepumpen und E-Autos die Fördereffizienz. Noch bleibt die EEG-Förderung für die \r\nüberwiegende Zahl neuer PV-Kunden aber ein notwendiges Absicherungsinstrument. Auch der Monitoring\r\nbericht rät von grundlegenden Änderungen an den wirtschaftlichen Rahmenbedingungen ab.\r\n3) Voraussetzungen für systemdienlichen Solarausbau schaffen \r\nPhotovoltaikanlagen ab 100 kWp vermarkten ihren Strom bereits im Rahmen der Direktvermarktung am Strom\r\nmarkt. Auch kleinere Solaranlagen sollten zukünftig stärker auf Marktsignale reagieren. Dafür müssen jedoch \r\nzunächst die technischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen geschaffen werden, wie z. B. ein flächen\r\ndeckender Rollout von intelligenten Messsystemen sowie massengeschäftstaugliche Marktkommunikations\r\nprozesse. Ohne diese Voraussetzungen würde eine Pflicht zur Direktvermarktung kleiner PV-Systeme ihren \r\nZubau ausbremsen.\r\nWir teilen das Ziel eines systemdienlichen und kosteneffizienten Solarenergie-Ausbaus und stehen bereit, \r\num die Energiewende gemeinsam zum Erfolg zu führen"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-01-15"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023378","regulatoryProjectTitle":"Gebäudemodernisierungsgesetz (GMG): Anforderungen und Verfahren zur energetischen Modernisierung und Integration erneuerbarer Energien in Gebäuden","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/2d/d3/714764/Stellungnahme-Gutachten-SG2603240018.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":"Berücksichtigung der Solarthermie                               \r\nim Gebäudemodernisierungsgesetz (GMG) \r\nDas Ermöglichen von mehr Technologieoffenheit im neuen GMG wird vom Bundesverband Solarwirt\r\nschaft (BSW-Solar) ausdrücklich begrüßt. Zu dieser Technologieoffenheit gehört selbstverständlich \r\nauch die Wahlfreiheit, mit welcher technischen Option Besitzer:innen von neu eingebauten Gas- \r\noder Ölheizungen zukünftig den Anteil fossiler Brennstoffe in ihrem Heizkessel reduzieren und somit \r\nden geforderten Beitrag zum Klimaschutz erbringen. Solarthermische Kollektoren auf dem Dach sind \r\neine niederschwellige und technologisch millionenfach etablierte Option, die sofort und leicht ska\r\nlierbar eingesetzt werden kann.  \r\nDie im Eckpunktepapier genannten und noch nicht weiter ausformulierten hybriden Heizungsmo\r\ndelle beinhalten daher jene Gas- oder Ölheizungen, die mit einer Solarthermieanlage kombiniert \r\nwerden. Eine solche ersetzt, je nach Dimensionierung und Wärmebedarf des Gebäudes, mindestens \r\n15 bis 30 und mehr Prozent des Brennstoffbedarfes. Damit ausgestattet kann jedes Gebäude die \r\nersten Stufen der Biotreppe erreichen. Gleichzeitig senken Solarkollektoren den Verbrauch und er\r\nhöhen die “Reichweite” von wertvollem Biomethan, Bioöl oder Wasserstoff. \r\nBSW-Empfehlungen \r\n1. \r\nKlarstellung: Solarthermie als gleichwertige Erfüllungsoption zur „Biotreppe“ \r\nWir bitten um Klarstellung im Zuge der Ausformulierung des Gesetzesentwurfs, dass der in einem \r\nHybridsystem erzielbare Wärmeertrag im neuen GMG als gleichwertige, technologieoffene Erfül\r\nlungsoption für die Stufen der Biotreppe (EE-Treppe) anerkannt wird.  \r\n2. Vereinfachte Anrechenbarkeit auch höherer Solarkollektor-Wärmeerträge \r\nJe nach Auswahl des Solarkollektorsystems können unterschiedliche Wärmeerträge erzielt werden. \r\nBei typischen Hybridsystemen zur solarthermischen Heizungsunterstützung neuer Gas- oder Ölkes\r\nsel geht der solare Wärmeertrag i.d.R. weit über 15% eines Gebäudes hinaus. Die Bemessungs\r\ngrundlage für den Solarthermie-Beitrag sollte künftig daher nicht die Kollektorfläche sein, sondern \r\nder erzielbare Wärmeertrag der Solarthermieanlage, der im Kollektordatenblatt ausgewiesen ist und \r\nunabhängig geprüft wurde (Solar-Keymark). \r\nHintergrund: \r\nDie Leistungsfähigkeit der Solarthermie wird im GEG nicht hinreichend gewürdigt: Im §71 \r\n(„Solarthermie-Hybrid“) werden im GEG pauschal für den EE-Anteil nur 15 % angerechnet, was nicht \r\nsachgerecht ist. Der beim Heizungstausch im GEG derzeit zwar alternativ ermöglichte Nachweis  \r\n1 \r\n2  \r\nnach DIN 18599 zur Anrechenbarkeit höherer Solarthermie-Beiträge ist mit unverhältnismäßig                  \r\nhohem Aufwand verbunden, erfordert i.d.R. die Hinzuziehung eines Energieberaters und ist damit \r\ni.d.R. nicht anwendbar und diskriminierend gegenüber vergleichbar einfachen Nachweismethoden \r\nbeim Einsatz von Wärmepumpen – Hybriden. \r\nBSW-Vorschlag zur sachgerechten und einfachen Anrechenbarkeit auch höherer Solarerträge im \r\nneuen GMG vergleichbar der in der BEG bereits implementierten Methodik: \r\nEin und dieselbe Solarkollektorfläche bedeutet je nach Leistungsfähigkeit des Kollektors und je nach \r\nWärmebedarf des Gebäudes einen unterschiedlichen Solartbeitrag zur Deckung des Wärmebedar\r\nfes. Eine pauschale Anerkennung anhand der Kollektorfläche, ohne Berücksichtigung beider Fakto\r\nren (Leistungsfähigkeit/Wärmeertrag des Kollektors und Wärmebedarf des Gebäudes), wie der „So\r\nlarthermiehybrid“ im §71 GEG es aktuell noch vorsieht, ist daher nicht zielführend.  \r\nDer BSW-Vorschlag (bitte dem Link folgen für weitergehende Informationen) zu einer fairen Anrech\r\nnung des tatsächlichen Beitrages der Solarthermie ist bereits in der BEG-Förderung implementiert \r\n(beim Nachweis zum Erhalt des Klimageschwindigkeitsbonus für Biomasseheizungen) und sollte \r\nnun konsequent weitergeführt werden. Der Wärmedarf kann anhand des bisherigen Brennstoffver\r\nbrauches p.a. oder der Heizlast oder der Leistung des Hauptwärmeerzeugers (Heizkessel) bestimmt \r\nwerden. Kombiniert mit Kollektortyp und -fläche ergibt sich ein Wert, der in einer Tabelle einfach und \r\nohne weitere Berechnungen abgelesen werden kann. \r\nBei einem anteilig erzielbaren Solarertrag*                                  \r\nim Verhältnis zum Wärmebedarf                                                       \r\nfür Warmwasser + Heizen \r\nergibt sich ein Deckungsanteil aus der                                                    \r\nthermische Solaranlage =  \r\nauf die „Biotreppe“ anrechenbarer EE-Anteil \r\n0 \r\n0% \r\n0,039 \r\n0,090 \r\n5% \r\n0,154 \r\n10% \r\n0,230 \r\n15% \r\n0,319 \r\n20% \r\n0,419 \r\n25% \r\n0,534 \r\n30% \r\n0,659 \r\n35% \r\n0,798 \r\n40% \r\n0,950 \r\n45% \r\n*Bruttowärmeertrag gemäß Solar-Keymark Datenblatt \r\n50% \r\n2 \r\n3  \r\nVeranschaulichung der Anrechenbarkeit der Erfüllungsoption Solarthermie                                                 \r\nbei der im GMG geplanten Biotreppe \r\nBerlin, 03.03.2026 \r\nRückfragen: \r\nCharlotte Brauns, brauns@bsw-solar.de  \r\nBSW - Bundesverband Solarwirtschaft e.v. \r\nEUREF-Campus 16, 10829 Berlin \r\nEintrag im Lobbyregister des Deutschen Bundestages: ROO2438 \r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-03-03"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":false}}