{"$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":"2026-06-05T21:21:17.366+02:00","jsonDocumentationUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/informationen-und-hilfe/open-data-1049716","registerNumber":"R002833","registerEntryDetails":{"registerEntryId":77742,"legislation":"GL2024","version":20,"detailsPageUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/suche/R002833/77742","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/4e/96/746196/Lobbyregister-Registereintraege-Detailansicht-R002833-2026-06-02_12-37-26.pdf","validFromDate":"2026-06-02T12:37:26.000+02:00","fiscalYearUpdate":{"updateMissing":false,"lastFiscalYearUpdate":"2025-10-29T15:46:34.000+01:00"}},"accountDetails":{"activeLobbyist":true,"activeDateRanges":[{"fromDate":"2024-10-25T19:01:26.000+02:00"}],"firstPublicationDate":"2022-03-03T16:10:57.000+01:00","lastUpdateDate":"2026-06-02T12:37:26.000+02:00","registerEntryVersions":[{"registerEntryId":77742,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002833/77742","version":20,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2026-06-02T12:37:26.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":76625,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002833/76625","version":19,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2026-05-12T14:01:48.000+02:00","validUntilDate":"2026-06-02T12:37:26.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":74977,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002833/74977","version":18,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2026-04-08T11:15:05.000+02:00","validUntilDate":"2026-05-12T14:01:48.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":74965,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002833/74965","version":17,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2026-04-08T10:24:36.000+02:00","validUntilDate":"2026-04-08T11:15:05.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":74956,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002833/74956","version":16,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2026-04-08T10:23:03.000+02:00","validUntilDate":"2026-04-08T10:24:36.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":74955,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002833/74955","version":15,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2026-04-08T09:43:49.000+02:00","validUntilDate":"2026-04-08T10:23:03.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":68307,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002833/68307","version":14,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2026-01-28T14:00:35.000+01:00","validUntilDate":"2026-04-08T09:43:49.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":68070,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002833/68070","version":13,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-11-25T15:48:58.000+01:00","validUntilDate":"2026-01-28T14:00:35.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":67291,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002833/67291","version":12,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-10-29T15:46:34.000+01:00","validUntilDate":"2025-11-25T15:48:58.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":43233,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002833/43233","version":11,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-10-25T19:01:26.000+02:00","validUntilDate":"2025-10-29T15:46:34.000+01:00","versionActiveLobbyist":true}],"accountHasCodexViolations":false},"lobbyistIdentity":{"identity":"ORGANIZATION","name":"BVES Bundesverband Energiespeicher Systeme e.V.","legalFormType":{"code":"JURISTIC_PERSON","de":"Juristische Person","en":"Legal person"},"legalForm":{"code":"LF_EV","de":"Eingetragener Verein (e. 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Das übergeordnete Ziel des Tasks ist es, folgende Fragen zu beantworten: Was ist der Wert von Energiespeichern in vielversprechenden Anwendungen und wie kann dieser quantifiziert werden? Wie\r\nkönnen der Nutzen und der Wert von Energiespeichern in aussichtsreiche Geschäftsmodelle umgesetzt\r\nwerden? 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Das schließt auch flexible Mess- und Abrechnungskonzepte. Der SMGW muss fit für Energiespeicher. \r\n\r\nDer BVES hat an einer Konsultation des BMWK zur Vorbereitung der Digitalisierungsberichte nach § 48 MsbG für 2024 mittels eines Online-Fragebogen des BMWK teilgenommen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über den Messstellenbetrieb und die Datenkommunikation in intelligenten Energienetzen","shortTitle":"MessbG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/messbg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_IS_CYBER","de":"Cybersicherheit","en":"Cyber security"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009941","title":"Richtlinie für die Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz (EEW)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Nouvelle zur Richtlinie für die Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz (EEW)","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},"description":"Der BVES fordert die Berücksichtiung von thermischen Speichertechnologien bei Dekarbonisierungsvorhaben in der Industrie. Diese soll auch in der Förderrichtline explizit gefördert werden. Zur ständigen Weiterentwicklung möchten wir mit Anmerkungen beitragen 1. zur neu in die AGVO aufgenommen Definition von Wärmespeichern als Wärmeerzeugern, die nun explizit auch in Art. 41 förderfähig sind, 2. zur Power-to-Heat Technologie im Allgemeinen sowie 3. mit Hinweisen, weshalb die Förderung mobiler Wärmespeichersysteme trotz positiver Schritte der letzten Novelle in der Praxis noch nicht funktioniert.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009942","title":"Umsetzung der RED III","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie in den Bereichen Windenergie auf See und Stromnetze und zur Änderung des Bundesbedarfsplangesetzes","printingNumber":"20/11226","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/112/2011226.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-eu-erneuerbaren-richtlinie-in-den-bereichen/310640","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Der BVES setzt sich für eine gleichlaufende Privilegierung von Energiespeicheranlagen in den RED-III-Beschleunigungsgebieten ein. Dies gilt besonders im Hinblick auf \r\n- Genehmigungserleichterungen in Beschleunigungsgebieten\r\n- Privilegierung von Energiespeicheranlagen im Außenbereich im §35 BauGB","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"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"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009943","title":"Gesetz zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht","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":"Die Novelle zum Strom- und Energiesteuerrecht begrüßen wir grundsätzlich sehr. Wir setzten uns für die Einführung eines Befreiungstatbestands für Vehicle-to-Grid Anwendungen ein. Im Falle des sogenannten Multi-Use, d.h. der zusätzlichen Betätigung des Speichers auf den Strom- oder Regelleistungsmärkten herrscht weiterhin Unklarheit bezüglich des Status des Energiespeichers.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Stromsteuergesetz","shortTitle":"StromStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromstg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009944","title":"Beschleunigung von Netzanschlüssen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Vorabkonsultation zu den Regelungsentwürfen für die Beschleunigung von Netzanschlüssen","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},"description":"Der BVES setzt für ein möglichst effizientes Anschlussverfahren ein. Dies schließt detaillierte Ausführungen in einem Gesetzesentwurf zu den Informationen, die Netzbetreiber bei Anschlussbegehren einfordern dürfen ein, feste Fristen zu denen Rückmeldungen erfolgen müssen, die Verhinderung von Fristumgehungsmöglichkeiten und eine elektronische Auskunftsplattform. Die Kosten für den Netzausbau dürfen auf keinen Fall auf die Anschlusspetenten abgewälzt werden. Weiterhin muss die Reservierung von Kapazitäten diskriminierungsfrei und transparent erfolgen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Verordnung zur Durchführung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und des Windenergie-auf-See-Gesetzes","shortTitle":"AusglMechV 2015","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ausglmechv_2015"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020815","title":"Praxisgerechte Umsetzung der EU Batterienverordnung in nationales Recht","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Anpassung des Batterierechts an die Verordnung (EU) 2023/1542 (Batterierecht-EU-Anpassungsgesetz - Batt-EU-AnpG)","printingNumber":"21/570","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/005/2100570.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-anpassung-des-batterierechts-an-die-verordnung-eu-2023/322792","leadingMinistries":[]}],"draftBillPresent":false,"description":"Die Umsetzung der EU-Batterienverordnung in Bundesrecht sollte praktikabel erfolgen, ohne zusätzliche Hürden zu schaffen. Eine verpflichtende Markenregistrierung erzeugt unnötigen Aufwand, da die EU sie nur bei vorhandenen Marken vorsieht. Bei der Sicherheitsleistung im Insolvenzfall von Herstellerverantwortungsorganisationen sollte die realistisch zu erwartende Rücklaufmenge statt der in Verkehr gebrachten Menge gelten. Ökologische Kriterien sollten nicht zusätzlich in die Beitragsbemessung der Rücknahme einfließen, da die EU-Verordnung bereits ausreichend Anreize setzt. Für eine effiziente Rücknahme benötigt es eine bundesweit zuständige notifizierende Behörde sowie eine Harmonisierung auf Bundesebene. Zudem muss die Struktur der Stiftung ear an die neuen Anforderungen angepasst werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Durchführung der Verordnung (EU) 2023/1542 betreffend Batterien und Altbatterien","shortTitle":"BattDG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/battdg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020816","title":"Förderung der Integration von Speichern und erneuerbarer Erzeugung in der Ladeinfrastruktur","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Aufklärung von verantwortlichen Fachreferaten und MdB über aktuelle Entwicklungen bei Unternehmen, die in der Ladeinfrastruktur tätig sind. Verbesserung der Koordination zwischen unterschiedlichen Fachreferaten verschiedener Ministerien, die an unterschiedlichen Teilthemen der Gestaltung der Rahmenbedingungen von Ladeinfrastruktur arbeiten. Vermittlung eines progressiven Zielbildes. Stärkung des Marktgeschehens, Prävention staatlicher Eingriffe in einen funktionierenden Markt.","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":"Verordnung über technische Mindestanforderungen an den sicheren und interoperablen Aufbau und Betrieb von öffentlich zugänglichen Ladepunkten für elektrisch betriebene Fahrzeuge","shortTitle":"LSV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/lsv"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Verordnung zur Durchführung des Stromsteuergesetzes","shortTitle":"StromStV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromstv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission 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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 zu den Innovationsausschreibungen","shortTitle":"InnAusV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/innausv"},{"title":"Stromsteuergesetz","shortTitle":"StromStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromstg"},{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"title":"Grundbuchordnung","shortTitle":"GBO","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gbo"},{"title":"Verordnung zur Regelung des Netzanschlusses von Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie","shortTitle":"KraftNAV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kraftnav"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020818","title":"Passgenaue Netzanschlussverfahren für Energiespeicher","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften","printingNumber":"383/25","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2025/0383-25.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":"Der BVES setzt sich für den Erhalt oder die Anpassung gesetzlicher Regelungen ein, die das Netzanschlussverfahren für Speicher betreffen, inbs.: \r\n\r\n- vollständig digitalisierte Anschlussverfahren,  \r\n\r\n- Vorgaben für Bearbeitungsfristen für Netzanschlussbegehren,  \r\n\r\n- ein für Flexibilität (und nicht Erzeuger oder Verbraucher) optimiertes Netzanschlussverfahren  \r\n\r\n- sowie den Erhalt der Privilegien der KraftNAV soweit und so lange kein anderes gesetzlich gesichertes Netzanschlussverfahren für Speicher besteht, dass hinreichende Planungs- und Investitionssicherheit bietet \r\n\r\n- einen Rabatt von bis zu 100%  bei Abschluss einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung auf den Baukostenzuschuss","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Verordnung zur Regelung des Netzanschlusses von Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie","shortTitle":"KraftNAV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kraftnav"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020819","title":"Stellungnahme zum Entwurf eines Zweiten Gesetzes zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungsquote ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Referentenentwurf eines zweiten Gesetzes zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote","publicationDate":"2025-06-19","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit","shortTitle":"BMUKN","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmuv.de/","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesumweltministerium.de/gesetz/referentenentwurf-eines-zweiten-gesetzes-zur-weiterentwicklung-der-treibhausgasminderungs-quote","draftBillProjectUrl":"https://www.bundesumweltministerium.de/gesetz/referentenentwurf-eines-zweiten-gesetzes-zur-weiterentwicklung-der-treibhausgasminderungs-quote"}]},"description":"Anpassung der Multiplikatoren von Ladestrom an die Multiplikatoren von synthetischen Kraftstoffen, um level playing field für Strom zu erreichen. \r\nVorschlag besserer rechtlicher Integration von Speichern in der Ladeinfrastruktur. \r\nLob für Maßnahmen des BMUKN zur Stabilisierung der THG-Quote. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Achtunddreißigste Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes","shortTitle":"BImSchV 38 2017","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschv_38_2017"},{"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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_POLICY","de":"Verkehrspolitik","en":"Transport policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020820","title":"Stellungnahme zum Wasserstoffbeschleunigungsgesetz","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Verfügbarkeit von Wasserstoff und zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den Wasserstoffhochlauf und weiterer energierechtlicher Vorschriften","printingNumber":"21/2506","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/025/2102506.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-beschleunigung-der-verf%C3%BCgbarkeit-von-wasserstoff-und-zur-%C3%A4nderung/326712","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 Beschleunigung der Verfügbarkeit von Wasserstoff und zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den Wasserstoffhochlauf sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften","publicationDate":"2025-07-08","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Downloads/W/wasserstoffbeschleunigungsgesetz-bmwe-anhoerung.pdf?__blob=publicationFile&v=4","draftBillProjectUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/entwurf-eines-gesetzes-zur-beschleunigung-der-verfuegbarkeit-von-wasserstoff.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Hinwirken auf einfachere und vor allem sicherere Rahmenbedingungen für die Projektierung von Wasserstoffinfrastrukturvorhaben insb. in Sachen Baugenehmigungsfragen. Schaffung eines förderlichen Marktumfeldes für die Vorhaben darüber hinaus. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_RP_DEVELOPMENT","de":"Bauwesen und Bauwirtschaft","en":"Construction and construction industry"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022176","title":"Austausch mit Mdb zu technischen, wirtschaftlichen und regulatorischen Aspekten von Energiespeichern","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Ziel der Interessenvertretung ist der Austausch mit Mitgliedern des Deutschen Bundestages zu allgemeinen Entwicklungen, Rahmenbedingungen und Herausforderungen im Bereich des Energiesystems. Der Austausch betrifft insbesondere Themen der Energiespeicherung, des Netzanschlusses, von Verwaltungs- und Genehmigungsprozessen sowie der Digitalisierung des Energiesystems.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ECONOMY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Wirtschaft\"","en":"Other in the field of \"Economy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023662","title":"Genehmigungserleichterungen für Pumpspeicher","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Infrastruktur-Zukunftsgesetzes","printingNumber":"21/4099","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/040/2104099.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/infrastruktur-zukunftsgesetz/329555","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Verkehr","shortTitle":"BMV","electionPeriod":21,"url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Die Genehmigungsverfahren für Pumpspeicher sollen beschleunigt werden. Ziel ist es Genehmigungsverfahren zu vereinfachen, Hindernisse des bestehenden Rechts auszuräumen und insgesamt zu einer Beschleunigung beizutragen","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz über Naturschutz und Landschaftspflege","shortTitle":"BNatSchG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bnatschg_2009"},{"title":"Verwaltungsverfahrensgesetz","shortTitle":"VwVfG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/vwvfg"},{"title":"Raumordnungsgesetz","shortTitle":"ROG 2008","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/rog_2008"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023664","title":"Weiterentwicklung der THG-Quote Abgrenzungsproblematik Messstelle Ladeinfrastruktur","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Zweiten Gesetzes zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote","printingNumber":"21/4083","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/040/2104083.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/zweites-gesetz-zur-weiterentwicklung-der-treibhausgasminderungs-quote/329519","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit","shortTitle":"BMUKN","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmuv.de/"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"In der aktuellen Formulierung der Weiterentwicklung der THG-Quote kommt zu einer Abgrenzungsproblematik in der praktischen Umsetzung in der Ladeinfrastruktur bei mitteilungspflichtigem Strom. Der BVES zielt darauf ab, diese praktische Hürde durch eine Umformulierung von § 5 c) aa) und bb) zu erreichen. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_TRANSPORTATION_INDRASTRUCTURE","de":"Verkehrsinfrastruktur","en":"Infrastructure"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_POLICY","de":"Verkehrspolitik","en":"Transport policy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024329","title":"Erhaltung des Vertrauensschutzes für Energiespeicher im Rahmen der Netzentgeltregelung AgNes der BNetzA","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BVES setzt sich politisch dafür ein, dass der Vertrauensschutz für Energiespeichersysteme bestehen bleibt und nicht wie von der Bundesnetzagentur im AgNes-Prozess angekündigt durch eine vorzeitige Beendigung der Netzentgeltbefreiung vor 2029 aufgehoben wird.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ECONOMY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Wirtschaft\"","en":"Other in the field of \"Economy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024330","title":"Technologieoffene Gestaltung der Kraftwerksstrategie und Kapazitätsmarkt","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstellung neuer Kapazitäten","publicationDate":"2026-04-27","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/2026/20260427-entwurf-eines-gesetzes-zur-sicherung-der-versorgungssicherheit-strom-und-zur-bereitstellung-neuer-kapazitaeten.pdf?__blob=publicationFile&v=2","draftBillProjectUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/20260427-entwurf-eines-gesetzes-zur-sicherung-der-versorgungssicherheit-strom-und-zur-bereitstellung-neuer-kapazitaeten.html"}]},"description":"Der BVES setzt sich für eine technologieoffene, kosteneffiziente und systemdienliche Beschaffung gesicherter Leistung in einem Kapazitätsmarkt ein. Daher setzt sich der BVES dafür ein, dass auch Speicher entsprechend im Ausschreibungsdesign des BMWE berücksichtigt werden. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024737","title":"Erhalt der Privilegierung Batteriespeicher im Außenbereich","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung des Städtebau- und Raumordnungsrechts","customDate":"2026-04-02","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen","shortTitle":"BMWSB","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html"}]},"description":"Der BVES setzt sich für die Aufrechterhaltung der Privilegierung von Batteriespeichern im Außenbereich gemäß § 35 Abs. 1 Nr. 12 BauGB ein. Der Verband spricht sich gegen eine Beschneidung dieser Privilegierung durch einen Mindestabstand von 100-Metern zu Umspannwerken und für eine Neudefinition der Privilegierung über den baurechtlichen Begriff der \"räumlichen Nähe\" aus.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_RP_DEVELOPMENT","de":"Bauwesen und Bauwirtschaft","en":"Construction and construction industry"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":16,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0009942","regulatoryProjectTitle":"Umsetzung der RED III","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/89/7d/325525/Stellungnahme-Gutachten-SG2406280157.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"11. APRIL 2024\r\nBVES e.V. | Stellungnahme zum Referentenentwurf zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413, 11. April 2024 2\r\nDer BVES dankt für die Berücksichtigung zur Abgabe einer Stellungnahme zur Umsetzung der RED III in Bezug auf die in der Richtlinie verankerten Beschleunigungsgebiete für Erneuerbare-Energien-Vorhaben. Die Etablierung von Beschleunigungsgebieten kann einen deutlichen Beitrag dazu leisten, Energiewendeprojekte schneller in die Umsetzung zu bringen.\r\nEine erfolgreiche Energiewende in Deutschland ist nicht nur durch eine Energieerzeugung aus erneuerbaren Energien möglich. Es braucht Flexibilität durch Energiespeicheranlagen, um die gesteckten Ziele nicht zu verfehlen. Energiespeicherung ist neben Erzeugung, Transport und Verbrauch als vierte Säule des Energiesystems daher entsprechend auch beim Abbau von bürokratischen und genehmigungsrechtlichen Hürden mitzudenken.\r\nDie Berücksichtigung von Energiespeicheranlagen in diesem Kontext ist daher deutlich zu begrüßen. Aktuell würden jedoch nur solche Speicher, die in Kombination mit einer Solaranlage betrieben werden, von den Beschleunigungsgebieten profitieren. Andere Anwendungen hingegen werden unbegründet ausgeklammert. Dies betrifft z. B. die Kombination von Windkraft- und Energiespeicheranlagen in Beschleunigungsgebieten sowie generell die Privilegierung von Energiespeicheranlagen (auch Stand-Alone-Anlagen) im Außenbereich im Baugesetzbuch. An diesen Stellen gibt es aus Sicht des BVES deutlichen Nachbesserungsbedarf.\r\nBVES e.V. | Stellungnahme zum Referentenentwurf zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413, 11. April 2024 3\r\nAnmerkung 1: Berücksichtigung von Energiespeicheranlagen im räumlichen Zusammenhang mit der Solarenergieanlage\r\nAuszug aus dem Entwurf: Art. 1 zum Windenergieflächenbedarfsgesetz – WindBG Genehmigungserleichterungen in Beschleunigungsgebieten für nicht planfeststellungsbedürftige Energiespeicheranlagen im räumlichen Zusammenhang mit der Solarenergieanlage\r\n„§ 6c Genehmigungserleichterungen in Beschleunigungsgebieten für Solarenergie (Seite 7)\r\n(1) Wird die Errichtung, der Betrieb oder die Änderung der Lage, der Beschaffenheit oder des Betriebs einer Anlage zur Erzeugung von Strom oder Wärme aus solarer Strahlungsenergie (Solarenergieanlage), der dazugehörigen Nebenanlagen im Sinne des § 3 Nummer 15a des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes und der dazugehörigen, nicht planfeststellungsbedürftigen Energiespeicheranlagen im räumlichen Zusammenhang mit der Solarenergieanlage, in einem für diese Vorhaben ausgewiesenen Beschleunigungsgebiet für Solarenergieanlagen beantragt, ist [..]“\r\nDie Berücksichtigung von Energiespeicheranlagen an dieser Stelle begrüßen wir ausdrücklich. Die in diesem Zusammenhang im Entwurf erfolgte Einordnung, dass die Speicher rechtlich nicht auf die Speicherung der vor Ort erzeugten erneuerbaren Energie beschränkt sind, da aufgrund einer Verbindung mit dem Strom- oder einem Wärmenetz sowie Verbrauchern nicht praktikabel, ist ebenfalls deutlich zu begrüßen. Auch befürworten wir die grundsätzlich technologieoffene Berücksichtigung von Energiespeicheranlagen für Strom und Wärme.\r\nUnklarheiten bleiben jedoch in Bezug auf die Begrifflichkeit „räumlicher Zusammenhang“ in § 6c (1) und § 249b (1) BauGB. Darin verankert ist, dass die Energiespeicheranlagen im räumlichen Zusammenhang mit der Solarenergieanlage zu verwirklichen ist. Dies birgt jedoch rechtliche Unsicherheit in der Anwendung. Zudem empfehlen wir die Streichung des Zusatzes für Speicheranlagen, dass diese „insbesondere der Speicherung des dort gewonnenen Stroms oder der dort gewonnenen Wärme dienen“ müssen. Auch hier ist rechtlich unklar, wie dies nachgewiesen werden soll. Zugleich werden so alleinstehende Stand-Alone-Energiespeicheranlagen, obgleich ihres positiven Beitrages für die Energiewende, ausgeklammert.\r\nEine sinnvolle Lösung wäre stattdessen, dass Energiespeicheranlagen in Solarbeschleunigungsgebieten und analog auch in den Windenergiebeschleunigungsgebieten ebenso privilegiert werden – unabhängig, ob diese in direktem räumlichem Zusammenhang mit der Erzeugungsanlage stehen. Dies würde nicht nur rechtliche Klarheit bringen, sondern auch dazu beitragen, den stark wachsenden Flexibilitätsbedarf besser bedienen zu können.\r\nBVES e.V. | Stellungnahme zum Referentenentwurf zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413, 11. April 2024 4\r\nAnmerkung 2: Genehmigungserleichterungen in Beschleunigungsgebieten für Windenergie an Land – keine Berücksichtigung von Energiespeicheranlagen\r\nIm Gegensatz zum Entwurf für den § 6c WindBG in Bezug auf Solar sind im § 6 b WindBG für Windenergie an Land keine Energiespeicheranlagen berücksichtigt. Auch wenn bislang wenig genutzt, besteht für Anlagenkombinationen Wind-Speicher ebenfalls deutliches Potenzial. Aus diesem Grund ist die Berücksichtigung von Energiespeicheranlagen bei den Genehmigungserleichterungen in Beschleunigungsgebieten analog notwendig – unabhängig, ob diese in direktem räumlichem Zusammenhang mit der Erzeugungsanlage stehen.\r\nAnmerkung 3: Einfügung eines § 249d Baugesetzbuch, Sonderregelung für Vorhaben zur Herstellung oder Speicherung von Wasserstoff aus erneuerbaren Energien\r\nEin § 249d Baugesetzbuch wird im Inhaltsverzeichnis zum obigen Thema zwar angekündigt, doch ist im weiteren Verlauf vom Referentenentwurf hierzu kein Inhalt hinterlegt. Wir bitten an dieser Stelle um Konkretisierung bzw. Klarstellung.\r\nAnmerkung 4: Privilegierung von Energiespeicheranlagen im Außenbereich im § 35 BauGB\r\nFür den benötigten schnellen Zubau von Energiespeicheranlagen hat die Privilegierung durch Beschleunigungsgebiete in Kombination mit erneuerbaren Erzeugungsanlagen keinen ausreichenden Effekt. Insbesondere Stand-Alone-Energiespeicheranlagen sind hierbei aktuell nicht berücksichtigt. Die vorliegenden Verbesserungen im Rahmen der RED III Umsetzung können die notwendige Novellierung von §35 BauGB daher in keinem Fall ersetzen.\r\nEnergiespeicheranlagen müssen als privilegiertes Vorhaben nach §35 erneuerbaren Erzeugungsanlagen in Bezug auf die Zulässigkeit der Errichtung im Außenbereich erneuerbaren Erzeugungsanlagen gleichgestellt werden und als Privilegierungstatbestand aufgenommen werden. Dies sollte auch in landwirtschaftlichen Vorrang- oder Vorbehaltsgebieten gelten. Hier muss möglichst rasch Klarheit geschaffen werden.\r\nVorschlag hierzu ist hierzu die Ergänzung des § 35 Abs. 1 BauGB um Nr. 10 zur Privilegierung von netzgekoppelten Energiespeicheranlagen, die der (Zwischen-)Speicherung aus dem Netz der allgemeinen Versorgung entnommener Energie dienen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-04-11"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009943","regulatoryProjectTitle":"Gesetz zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a3/6e/325527/Stellungnahme-Gutachten-SG2406280159.pdf","pdfPageCount":7,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"BVES STELLUNGNAHME ZUM\r\nENTWURF EINES GESETZES ZUR\r\nMODERNISIERUNG UND ZUM\r\nBÜROKRATIEABBAU IM STROM- UND\r\nENERGIESTEUERRECHT\r\n26. APRIL 2024\r\nBVES e.V. | STELLUNGNAHME ZUR NOVELLE IM STROM- UND ENERGIESTEUERRECHT 2\r\nINHALT\r\nBVES STELLUNGNAHME ZUM ENTWURF EINES GESETZES ZUR MODERNISIERUNG UND ZUM BÜROKRATIEABBAU IM STROM- UND ENERGIESTEUERRECHT ......................... 3\r\nAnmerkungen zu Artikel 1: Änderung des Stromsteuergesetzes 4\r\n§2 Nr. 9 & 9a StromstG 4\r\n§5 Abs. 4 StromstG 4\r\n§5a StromStG (1) 4\r\n§5a StromStG (2) 5\r\n§5a StromStG (3) 5\r\nAnmerkungen zu Artikel 2: Änderung des Energiesteuergesetzes 6\r\n§ 60 EnergieStG 6\r\nAngleichung der Antragsfristen 6\r\nAnmerkungen zu Artikel 3: Änderung der Stromsteuer-Durchführungsverordnung 6\r\n§1 Abs. 3a StromStV 6\r\n§5a Abs. 2 S.2 Nr. 4a StromStV 7\r\n§21 Abs. 1 StromStV 7\r\nAnmerkungen zu Artikel 4: Änderung der Energiesteuer-Durchführungsverordnung 7\r\n§23 EnergieStV 7\r\nBVES e.V. | STELLUNGNAHME ZUR NOVELLE IM STROM- UND ENERGIESTEUERRECHT 3\r\nBVES STELLUNGNAHME ZUM ENTWURF EINES GESETZES ZUR MODERNISIERUNG UND ZUM BÜROKRATIEABBAU IM STROM- UND ENERGIESTEUERRECHT\r\nDer BVES bedankt sich für die Möglichkeit, zu den Neuerungen und Weiterentwicklungen des Strom- und Energiesteuerrechts Stellung beziehen zu können. Als Bundesverband Energiespeicher Systeme e.V. vertreten wir mit über 350 Mitgliedsunternehmen die Speicherbranche in ihrer ganzen Bandbreite, sowohl über die Wertschöpfungskette hinweg: Forschung und Entwicklung, Technologieanbieter, Projektierer, Finanzierer, Versicherer, auf Energierecht spezialisierte Kanzleien und auch Komponentenhersteller sind bei uns organisiert. Darüber hinaus vertreten wir technologieoffen alle Formen der Energiespeicherung für Strom, Wärme und Mobilität.\r\nDie Novelle zum Strom- und Energiesteuerrecht begrüßen wir grundsätzlich sehr. Die Verbesserungen wie eine technologieoffene Speicherdefinition, Vereinfachungen in Bezug auf den Speichereinsatz, die Letztverbraucherfiktion an Ladepunkten, sowie Klarstellungen bei Vehicle-to-Home bzw. Vehicle-to-Business Anwendungen sind ein wichtiger Schritt in die richtige Richtung.\r\nDas Fehlen eines Befreiungstatbestandes in Bezug auf Vehicle-to-Grid Anwendungen bewerten wir als bedauerlich und als verpasste Chance, einer innovativen Technologie den Weg zu ebnen. Es ist unverständlich, weshalb die vielen Beteuerungen auch von höchster politischer Ebene in Bezug auf Potenzial und Relevanz von V2G, nicht mit dem nötigen regulatorischen Schritt flankiert werden.\r\nDarüber hinaus sehen wir weiter Unklarheiten in Bezug auf Geschäftsmodelle an Ladepunkten mit Batteriespeicher. Im Falle des sogenannten Multi-Use, d.h. der zusätzlichen Betätigung des Speichers auf den Strom- oder Regelleistungsmärkten herrscht weiterhin Unklarheit bezüglich des Status des Energiespeichers. Das große Potenzial für Flexibilitäten an Ladepunkten sollte hier durch Klarstellungen befördert werden. Nur dann kann der Zubau an Kapazitäten mit der nötigen Geschwindigkeit erfolgen und nur dann entfalten die Flexibilitäten ihr Potenzial auch für das Energiesystem.\r\nFolgend unsere Anmerkungen, Kritik und Vorschläge im Einzelnen.\r\nBVES e.V. | STELLUNGNAHME ZUR NOVELLE IM STROM- UND ENERGIESTEUERRECHT 4\r\nANMERKUNGEN ZU ARTIKEL 1: ÄNDERUNG DES STROMSTEUERGESETZES\r\n§2 NR. 9 & 9A STROMSTG\r\nDie technologieoffene Fassung des §9 und §9a begrüßen wir sehr. Für die Anwendung ist allein die Tatsache der Energiespeicherung maßgeblich. Auf welche Weise die Speicherung erfolgt, sollte dem Markt überlassen bleiben, der für unterschiedliche Anwendungsfälle und Bedürfnisse passende technologische Lösungen bereithält. Die neue Fassung ermöglicht hier Innovationen bzw. die unkompliziertere Anwendung bereits existierender Stromspeichertechnologien.\r\n§5 ABS. 4 STROMSTG\r\nDie Neufassung von §5 Abs. 4 StromstG ist zu begrüßen. Hier sind Erleichterungen für eine flexible Speichernutzung enthalten, welche in der Praxis positive Wirkung entfalten können.\r\nKritisch anzumerken ist jedoch, dass die Speicherverluste durch Energieumwandlung im Speicher oder Speicher-Eigenbedarfe nicht mehr, wie bislang, von der Stromsteuer befreit sind. Hier wäre eine Fortführung der bisherigen Regelung wünschenswert.\r\nDer Exkurs zum Marktstammdatenregister innerhalb des Paragraphen bringt eine ggf. unnötig hohe Komplexität mit sich. Da stationäre Stromspeicher grundsätzlich im Marktstammdatenregister zu melden sind, wäre zu überlegen, dies in die Definition eines Energiespeichers aufzunehmen und damit eine Verschlankung von §5 Abs 4 zu erreichen.\r\n§5A STROMSTG (1)\r\nAufnahme von Batteriespeichern am Ladepunkt zu begrüßen – Unklarheiten in Bezug auf Multi-Use Modelle beseitigen\r\nDie Explizite Aufnahme von Energiespeichern, die fest mit Ladepunkten verbunden sind, in § 5a Abs. (1) ist zu begrüßen. Hier geht der Gesetzgeber auf die neue Realität, in welcher Speicher ein Teil der Ladeinfrastruktur sind, konstruktiv ein.\r\nUnklarheiten verbleiben allerdings in Bezug auf Steuerfragen bei Multi-Use-Modellen von Batteriespeichern, die fest mit einem Ladepunkt verbunden sind. Mit Multi-Use ist die gleichzeitige und zusätzliche Betätigung des Speichers auf Strom- und Regelleistungsmärkten zusätzlich zu den Funktionen im Rahmen des Ladepunkts gemeint.\r\nDie Letztverbraucherfiktion sollte auch für Batteriespeicher gelten, die für die Ladestation Anwendung finden und zugleich weitere Dienstleistungen erbringen, z.B. die Teilnahme am Regelenergiemarkt. Für derartige Geschäftsmodelle braucht es jetzt Rechtssicherheit. Die derzeitige Formulierung führt unseres Erachtens auch künftig zu Einzelfallprüfungen bei Energiespeichern im Multi-Use in Kombination mit E-Mobilität.\r\nBVES e.V. | STELLUNGNAHME ZUR NOVELLE IM STROM- UND ENERGIESTEUERRECHT 5\r\nBegründung\r\nEnergiespeicher an Ladepunkten werden zunehmend gebaut. Die hier entstehende Flotte an Flexibilitäten gilt es nun auch für das Energiesystem verfügbar zu machen. Klarstellungen in Bezug auf den Status des Speichers in einer solchen Konstellation wären daher wünschenswert und würden einen signifikanten Effekt zeitigen.\r\nDer Nutzen für das Energiesystem entsteht dabei in zweifacher Hinsicht: Die Möglichkeit einen Multi-Use Betrieb zu fahren erhöht erstens die Wirtschaftlichkeit von Speichern an Ladepunkten. Nur die Möglichkeit eines wirtschaftlichen Betriebs reizt die Errichtung der Speicher an. Dadurch kann die Notwendigkeit des Netzausbaus an solchen Ladepunkten mindestens verzögert, wenn nicht ersetzt werden.\r\nZweitens käme auf diesem Wege eine große Menge an Energiespeichern auch dem Energiesystem zugute. Es braucht jetzt viele Speicher und diese auch schnell. Die Speicher müssen aber auch die nötigen Dienstleistungen ausführen können.\r\n§5A STROMSTG (2)\r\nEine Stromsteuerbefreiung muss auch dann möglich sein, wenn Batteriespeicher mit Ladestation und Multi-Use innerhalb der Kundenanlage mit vor Ort erzeugtem Strom versorgt werden (z. B. PV).\r\nEs dürfen keine Wettbewerbsnachteile von Ladestationen mit Batteriespeicher mit Multi-Use Betrieb gegenüber Ladestation ohne Multi-Use geschaffen werden.\r\n§5A STROMSTG (3)\r\nKlarstellungen für V2H & V2B zu begrüßen – Fehlender Befreiungstatbestand für V2G zu bedauern\r\nDie Vereinfachungen in §5a Abs. (3) sind zu begrüßen. Der Anwendungsfall Vehicle-to-Home wird wesentlich erleichtert. Die Klarstellung ist ein Schritt nach vorne.\r\nDie fehlende Berücksichtigung eines Befreiungstatbestandes für Vehicle-to-Grid Anwendungen ist eine verpasste Chance. Dies ist sehr zu bedauern. Wir fordern die Aufnahme eines Befreiungstatbestandes für V2G-Lösungen.\r\nBegründung\r\nDie Bedeutung der V2G-Technologie wird von Regierungsseite stets hervorgehoben. Den Worten müssen jetzt auch Taten folgen. Das Fehlen der Befreiung bedeutet die Fortführung der Doppelbesteuerung einer Zukunftstechnologie. Die zeitliche Verschiebung von Energiemengen ist für das Energiesystem von hoher Relevanz. Es gilt hier, Vorreiter für diese wichtige Technologie zu werden. Eine Doppelbesteuerung sendet dazu ein falsches Signal.\r\nBVES e.V. | STELLUNGNAHME ZUR NOVELLE IM STROM- UND ENERGIESTEUERRECHT 6\r\nANMERKUNGEN ZU ARTIKEL 2: ÄNDERUNG DES ENERGIESTEUERGESETZES\r\n§ 60 ENERGIESTG\r\n§ 60 EnergieStG (Entlastung bei Zahlungsausfall) wird abgelehnt. Insbesondere der Hinweis auf die allgemeine Billigkeitsregelung wird in der Realität ins Leere laufen, da nach unserer Einschätzung der Zoll die Billigkeit unter Verweis auf die gestrichene gesetzliche Regelung als vom Gesetzgeber nicht gewollt ablehnen wird bzw. eine Billigkeit in der Regel ohnehin nur bei außergewöhnlichen finanziellen Belastungen oder einer Existenzgefährdung gewährt wird, die für Unternehmen bei Zahlungsausfall einzelner Kunden nicht gegeben sein dürfte. EU-Richtlinienrecht steht unserer Meinung nach einer Beibehaltung dieser gesetzlichen Regelung nicht entgegen und ist nach unserer Kenntnis bislang auch von keinem Gericht ins Feld geführt worden (vgl. z.B. EuGH v.22.01.2001 C-80/01).\r\nANGLEICHUNG DER ANTRAGSFRISTEN\r\nDie Angleichung der Antragsfristen an die allgemeinen Festsetzungsfristen der Abgabenordnung entsprechend der aktuellen Rechtsprechung des BFH (VII R 1/23, Urteil vom 29. August 2023) und des EuGH (C-553/21, Urteil vom 22.12.2022) werden begrüßt.\r\nANMERKUNGEN ZU ARTIKEL 3: ÄNDERUNG DER STROMSTEUER-DURCHFÜHRUNGSVERORDNUNG\r\n§1 ABS. 3A STROMSTV\r\nDie Ausnahme vom Versorgerstatus für Stromspeicher in §1 Abs. 3a StromStV sollte um die Definition von Batteriespeicher mit Ladestation und mit Multi-Use-Anwendungen ergänzt werden. Insbesondere die Nutzung lokal erzeugten Stroms innerhalb einer Kundenanlage sollte miteingeschlossen sein.\r\nBeispiel:\r\n•\r\nA erzeugt PV-Strom auf Gebäudedach für Eigenverbrauch\r\n•\r\nÜberschussstrom wird veräußert an B (Batteriespeicher mit Ladestation und Multi-Use) und Direktvermarkter C\r\n•\r\nDrittmengenweiterleitung von A an B\r\n➔\r\nA sollte eingeschränkter Versorger bleiben, während B weiter als Letztverbraucher gilt\r\nBVES e.V. | STELLUNGNAHME ZUR NOVELLE IM STROM- UND ENERGIESTEUERRECHT 7\r\n§5A ABS. 2 S.2 NR. 4A STROMSTV\r\nEs ist unklar, wie ein Versorger Strommengen von Ladepunkten getrennt ausweisen soll, insbesondere wenn der Betreiber der Ladestation keine explizite Vertragsbeziehung mit dem EVU hat, z.B. bei Drittmengenweiterleitung innerhalb einer Kundenanlage.\r\nDie Pflichten der Versorger zur Erfassung der Strommengen im Kontext §5a Ladepunkte sollten daher konkretisiert werden.\r\nBeispiel:\r\n•\r\nA betreibt Ladestation als Dritter Kundenanlage von B\r\n•\r\nB leistet Strom als eingeschränkter Versorger an A (Netz + PV)\r\n➔\r\nHier ist unklar, wer Strommengen aufzeichnen muss. Eine Pflicht sollte weder A noch B betreffen, sondern bei EVU von B verbleiben\r\n§21 ABS. 1 STROMSTV\r\nEine erteilte Erlaubnis für eingeschränkte Versorger sollte auch dann Bestand haben, sofern auch weiterhin die Kriterien dafür erfüllt sind (und keine Befreiung nach §1a Abs. 5a (NEU) gültig wird).\r\nEs sollte deshalb eine Übergangsregelung für eingeschränkte Versorger eingeführt werden.\r\nANMERKUNGEN ZU ARTIKEL 4: ÄNDERUNG DER ENERGIESTEUER-DURCHFÜHRUNGSVERORDNUNG\r\n§23 ENERGIESTV\r\nDie Neuregelung in §23 EnergieStV, dass für bestimmte kurzfristige betriebsbedingte Entnahmen von Energieerzeugnissen im Rahmen eines Herstellungsbetriebs oder Tanklagers keine Entfernung aus dem Steuerlager bzw. innerhalb des Steuerlagers vorliegt und die Energiesteuer gemäß § 8 Absatz 1 Energiesteuergesetz nicht entsteht, begrüßen wir."},"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":"2024-04-26"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009944","regulatoryProjectTitle":"Beschleunigung von Netzanschlüssen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/95/c4/325529/Stellungnahme-Gutachten-SG2406280164.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":"\r\nBVES e.V. | BVES STELLUNGNAHME - REGELUNGSENTWÜRFE BESCHLEUNIGUNG VON NETZANSCHLÜSSEN 2\r\nDer BVES dankt für die frühzeitige Involvierung in die Vorabkonsultation zu den Regelungsentwürfen für die Beschleunigung von Netzanschlüssen. Der Netzanschluss stellt bei der raschen Umsetzung von Energiespeicherprojekten aktuell eine der größten Hürden dar. Uneinheitliche Verfahren und Verzögerungen über viele Monate bis hin zu Jahren dominieren bei der Projektumsetzung. Die im Entwurf vorgeschlagenen Änderungen mit Fokus auf die Mittelspannungsebene sind für die Energiespeicherbranche von zentraler Bedeutung.\r\nDie maßgeblichen Verbesserungen im Vorschlag sind für ihre weitreichende und wegweisenden Änderungen äußerst positiv hervorzuheben. Neben den Regelungen zur unverbindlichen Anschlussauskunft sowie für verbindliche Rückmeldefristen inklusive einer Frist für Nachforderungen ist insbesondere die Neufassung von § 21a Abs. 3 Satz 3 Nr. 5 herauszuheben. Wir würden deutlich begrüßen, die vorgeschlagene Fassung in die legislative Praxis zu bringen. Die folgenden Anmerkungen und Änderungsvorschläge stellen Hinweise auf Fallstricke der Formulierungen in der Praxis dar und sollen als Vorschläge mit dem Ziel verstanden werden, dass die Maßnahmen in der Praxis auch die gewünschte Wirkung entfalten können.\r\nANMERKUNGEN ZUM REGELUNGSENTWURF DES BMWK – ÜBERSICHT\r\nAnmerkungen zu den Änderungsvorschlagen für das Energiewirtschaftsgesetz 3\r\nAnm. zu Einfügunge in § 14e 3\r\nAnm. zu den Einfügungen in § 17 (5) 3\r\nZu § 17 (5) Satz 2 3\r\nZu § 17 (5) Satz 3 3\r\nZu § 17 (5) Satz 4 4\r\nZu § 17 (5) Sätze 5 – 9 4\r\nZu § 17 (5) Satz 10 4\r\nZu § 17 – Regelung des Prozesses im Fall eines nötigen Netzausbaus 5\r\nAnm. zur vorgeschlagenen Fassung von § 17 a 5\r\nZu § 17 a Satz 3 Unterpunkt 4 5\r\nZu § 17 a Satz 6 5\r\nAnm. zur Neufassung von § 21 a Abs. 3 Satz 3 Nr. 5 6\r\nAnmerkungen zu den Änderungsvorschlagen für das Erneuerbare Energien Gesetz 6\r\nAnm. zur Neufassung von § 8a EEG Kapazitätsreservierung 6\r\nAllgemeine ergänzende Anmerkungen 6\r\nBVES e.V. | BVES STELLUNGNAHME - REGELUNGSENTWÜRFE BESCHLEUNIGUNG VON NETZANSCHLÜSSEN 3\r\nANMERKUNGEN ZU DEN ÄNDERUNGSVORSCHLAGEN FÜR DAS ENERGIEWIRTSCHAFTSGESETZ\r\nANM. ZU EINFÜGUNGE IN § 14E\r\nDieses Vorgehen würde im Sinne der Transparenz und Übersichtlichkeit eine geringfügige Verbesserung und einen richtigen Schritt darstellen. Aus unserer Sicht jedoch nicht im gleichen Maße wie der Aufbau einer gemeinsamen Internetplattform der Verteilnetzbetreiber für die unverbindliche Netzanschlussauskunft. Eine solche Plattform würde deutschlandweit die Planung von Projekten und die Suche nach passenden Anschlussmöglichkeiten, die aktuell immer knapper werden, deutlich erleichtern.\r\nANM. ZU DEN EINFÜGUNGEN IN § 17 (5)\r\nDie vorgeschlagenen Einfügungen werden außerordentlich begrüßt. Durch diese werden für alle Spannungsebenen und Anschlusssituationen endlich die dringend benötigten verbindlichen Rückmelde- und Bearbeitungsfristen von Netzanschlussbegehren durch die Netzbetreiber eingeführt. Die Einführung einer verbindlichen 8-Wochen-Frist insbesondere auch für die Mittelspannung schafft größtmögliche Planungssicherheit für den Anschlusspetenten und legt so den Grundstein für schnelle und effiziente Projektumsetzungen. Auch die Frist zur Nachforderung von Unterlagen innerhalb von zwei Wochen begrüßen wir.\r\nZU § 17 (5) SATZ 2\r\nDie Angaben zu den Informationen, welche Anschlussbegehrende dem Netzbetreiber für ein Anschlussbegehren zur Verfügung zu stellen haben, sollten so umfassend, detailliert und spezifisch ausgestaltet und veröffentlicht sein, dass Anschlussbegehrende den Anforderungsumfang eindeutig nachvollziehen können und die benötigten Unterlagen vollständig und möglichst ohne vorherige Rückfragen direkt initial mit dem Anschlussbegehren einreichen können.\r\nHierbei wäre nach Art der Anschlussbegehren zu unterscheiden (z. B. Anschluss einer Erzeugungsanlage, eines Letztverbrauchers und von diesem in seiner Kundenanlage betriebener Anlagen, eines Ladepunktes für Elektromobile sowie für Begehren auf Anschluss einer Anlage zur Speicherung elektrischer Energie). Es gilt hier durch ein möglichst transparentes Verfahren, Nachforderungen seitens der Netzbetreiber nach Möglichkeit unnötig zu machen und so einen effizienten Verfahrensablauf sicherzustellen.\r\nZU § 17 (5) SATZ 3\r\nWir unterstützen Ansatz der Einrichtung einer Internetseite zur Übermittlung der Netzanschlussbegehren sehr. Im Sinne einer möglichst zügigen Implementierung dieser für\r\nBVES e.V. | BVES STELLUNGNAHME - REGELUNGSENTWÜRFE BESCHLEUNIGUNG VON NETZANSCHLÜSSEN 4\r\nVerteilnetzbetreibende wie auch Netzanschlussbegehrende ressourcenschonenden Maßnahme plädieren wir für eine möglichst rasche Umsetzung, bereits vor dem 1. Januar 2027. Davon würden aus unserer Sicht alle Beteiligten profitieren und erhebliche Ressourcen (Zeit & Kosten) könnten auf beiden Seiten eingespart werden.\r\nIm Falle der Einrichtung einer Internetseite zur Übermittlung der Netzanschlussbegehren muss zusätzlich sichergestellt werden, dass die Netzanschlussbegehren durch den Anschlusspetenten selbst als auch durch ihn beauftragte Dritte (Dienstleister oder auch Installateure) barrierefrei und ohne weiteren Zusatz- oder Abstimmungsaufwand zugänglich sind und ausreichend bemessene Zugangskapazitäten aufweist. Zudem muss grundsätzlich ermöglicht werden, dass fachspezifische Fragestellungen zusätzlich bilateral mit dem Netzbetreiber effizient geklärt werden können. Dies sollte im Regelungsentwurf klargestellt werden. Es sollte von der Seite des Anschlussbegehrenden zusätzlich die Option der Kontaktaufnahme jenseits der Internetseite bestehen. Dies gilt auch für den Fall von Ausfällen der Plattform zu gewährleisten.\r\nZU § 17 (5) SATZ 4\r\nDie Pflicht zur Übersendung einer Eingangsbestätigung durch den Verteilnetzbetreiber zu Nachweiszwecken ist sehr begrüßenswert. Eine konkrete Zeitangabe anstelle des Begriffs „unverzüglich“ mit Blick auf die unterschiedliche zeitliche Auslegung in der Praxis ist hierbei aus unserer Sicht notwendig. An dieser Stelle wäre zudem eine Klarstellung hilfreich, ob es sich hierbei um eine tatsächlich unverzügliche und automatisierte Rückmeldung handeln soll.\r\nZU § 17 (5) SÄTZE 5 – 9\r\nDer Vorschlag der Einführung von verbindlichen Rückmeldefristen sowie der Mitteilung eines Zeitplans ist ebenfalls sehr begrüßenswert und aus unserer Sicht einer der zentralsten Punkte in diesem Regelungsentwurf. Er adressiert ein wesentliches Problem der Projektpraxis: Verzögerungen im Verfahren gehen aktuell zeitlich zu Lasten des Anschlusspetenten. Der Vorschlag reizt Netzbetreiber effektiv dazu an, die Rückmeldungsfrist einzuhalten.\r\nDie Nachforderung von zusätzlichen Informationen und Unterlagen innerhalb von zwei Wochen ist ebenfalls ein zentrales Element. Es ist hierbei sicherzustellen, dass stückweise Nachforderungen nicht willkürlich zu einer Fristverschiebung führen, sondern rein der Vollständigkeit des Informationsbedarfes dienen. Hierzu sollten alle ausstehenden Informationen bereits im Rahmen der ersten Nachforderungen explizit benannt werden. So könnten stückweise Nachforderungen und damit weitere Verzögerungen sinnvoll vermieden und die Kommunikation zwischen Netzbetreibern und Anschlusspetenten damit deutlich effizienter gestaltet werden.\r\nZU § 17 (5) SATZ 10\r\nBVES e.V. | BVES STELLUNGNAHME - REGELUNGSENTWÜRFE BESCHLEUNIGUNG VON NETZANSCHLÜSSEN 5\r\nIn Bezug auf die Abstimmung einheitlicher Formate kann erneut betont werden, dass die Anforderungen an die Inhalte so umfassend, präzise und verständlich ausgestaltet werden sollten, dass dem Anschlussbegehrenden bereits im ersten Schritt die Übersendung der geforderten Unterlagen zu seinem Anschlussbegehren ermöglicht wird und damit auf einen verzögernden und ineffizienten Nachforderungsprozess seitens des Netzbetreibers verzichtet werden kann. Aufgrund der Vielzahl an Verteilnetzbetreibern und die aktuell stark abweichenden Anforderungen und Verfahren, wäre eine weitestgehende Vereinheitlichung eine deutliche Senkung des Aufwandes auf Seite der Anschlusspetenten und ermöglicht somit auch für die Verteilnetzbetreiber ein schnelleres Verfahren, da davon auszugehen ist, dass die Anschlusspetenten mit den Anforderungen an die Inhalte bereits vertraut sind.\r\nZU § 17 – REGELUNG DES PROZESSES IM FALL EINES NÖTIGEN NETZAUSBAUS\r\nDie Netzanschlusskosten für den gesamten Anschluss sollten vorher durch ein Angebot festgelegt werden, auch im Falle eines Netzausbaus. Die Kosten für den Netzausbau dürfen nicht auf den Anschlussnehmer abgewälzt werden. Der Anschlusspetent sollte in Ergänzung einen Zeitplan für den Netzausbau erhalten. Sollte ein Netzausbau nicht möglich sein, sollte dies ohne Aufforderung durch den Anschlussnehmer hinreichend durch den VNB begründet werden.\r\nANM. ZUR VORGESCHLAGENEN FASSUNG VON § 17 A\r\nDie angedachte Umsetzung einer unverbindlichen Netzanschlussauskunft ist aus Sicht der Anschlusspetenten sehr zu begrüßen. Dies bedeutet einen Meilenstein für eine zügigere Umsetzung konkreter Projekte.\r\nZU § 17 A SATZ 3 UNTERPUNKT 4\r\nAus Sicht der Anschlusspetenten ist eine Integration der Netzausbauplanung in die avisierte elektronische Auskunftsplattform unbedingt notwendig. Gegebenenfalls kann in der Projektplanung ein Netzausbauverfahren in Kauf genommen werden – jedoch muss hierfür überhaupt und ohne eine individuelle Einzelanfrage bekannt sein, ob es dieses geben wird.\r\nZU § 17 A SATZ 6\r\nDie Aufnahme einer Programmierschnittstelle ist sehr zu begrüßen. Dies stellt einen hohen Effizienzgewinn für bundesweit tätige Anschlusspetenten dar. Informationen müssen so nicht mehr händisch in das Tool eingeben werden und können nahtlos in die IT-Infrastruktur integriert werden.\r\nBVES e.V. | BVES STELLUNGNAHME - REGELUNGSENTWÜRFE BESCHLEUNIGUNG VON NETZANSCHLÜSSEN 6\r\nANM. ZUR NEUFASSUNG VON § 21 A ABS. 3 SATZ 3 NR. 5\r\nAuswirkungen bei der Nichteinhaltung von Vorgaben zu Rückmelde- und Bearbeitungsfristen sind ein zentraler Punkt, der aus unserer Sicht auch im Zusammenhang mit der Ausgestaltung der Energiewendekompetenz (ARegV) gedacht werden sollte. Es braucht Anreize, um die Fristen in der Praxis einzuhalten, damit sie nicht den Charakter einer unverbindlichen Empfehlung haben. Hierzu wären verschiedene Konzepte von Abschlägen bis hin zu einer Genehmigungsfiktion denkbar.\r\nDen Vorschlag der Berücksichtigung zur Bewertung der Netzservicequalität im Rahmen von Abschlägen begrüßen wir daher ausdrücklich. Hier geht der Gesetzgeber einen wichtigen Schritt, welcher einen Meilenstein für die Projektpraxis und damit für die Beschleunigung von Energiewendevorhaben insgesamt bedeutet. Um Klarheit bezüglich des Vorgehens zu schaffen, schlagen wir vor, hierbei eine Staffelung orientiert an der Zeitüberschreitung festzulegen und auch, dass diese Regelung für alle Verteilnetzbetreiber im Sinne der Gleichbehandlung gleichermaßen gilt.\r\nZudem wäre es wünschenswert, eine Schieds- oder Anlaufstelle bei der Regulierungsbehörde einzurichten, um im Falle von Pflichtverletzungen konstruktiv in den Dialog gehen zu können. Durch eine solche Anlaufstelle könnte eine aufwandsarme Sachverhaltsaufklärung sowie die zügige Klärung von Fragen sichergestellt werden.\r\nANMERKUNGEN ZU DEN ÄNDERUNGSVORSCHLAGEN FÜR DAS ERNEUERBARE ENERGIEN GESETZ\r\nANM. ZUR NEUFASSUNG VON § 8A EEG KAPAZITÄTSRESERVIERUNG\r\nHierbei ist zu gewährleisten, dass die Reservierung auch wirklich diskriminierungsfrei und in einem transparenten Verfahren erfolgt. Aktuell ist selbst der Genehmigungsprozess von Region zu Region unterschiedlich. Dies gilt es bei der Ausgestaltung zu berücksichtigen. Eine Überprüfung – mindestens alle sechs Monate – wäre zudem sinnvoll. Die Netzbetreiber sollten vor jeder Entscheidung zudem eine Konsultation mit den Entwicklern durchführen.\r\nALLGEMEINE ERGÄNZENDE ANMERKUNGEN\r\nEntgegen dem Entschließungsantrages zum Solarpaket sind im Rahmen des Branchendialogs zur Beschleunigung von Netzanschlüssen bisher noch keine Maßnahmen zur Beschleunigung des IT-seitigen Netzanschlusses enthalten. Insbesondere eine unverzügliche Ausstellung der Marktlokations-IDs nach dem physischen Netzanschluss wäre aus unserer Sicht ein notwendiger Schritt.\r\nEinen wesentlichen Hebel für die Beschleunigung zur Umsetzung von Energiewendeanlagen sehen wir zudem in einem vereinfachten Verfahren bis hin zu einer Freistellung von der Netzanschlusspflicht für reine Eigenversorgungsanlagen."},"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\nGemeinsame Stellungnahme\r\nzum Referentenentwurf des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz,\r\nnukleare Sicherheit und Verbraucherschutz für ein Gesetz zur Anpassung des\r\nBatterierechts an die Verordnung (EU) 2023/1542\r\nDie Unternehmen der deutschen Automobil-, Elektro- und Digitalindustrie, der Energiespeicherbranche\r\nsowie des Maschinen- und Anlagenbaus unterstützen die Weiterentwicklung der rechtlichen Grundlagen\r\nhin zu einer modernen, ressourceneffizienten und wettbewerbsfähigen europäischen Wirtschaft. Der\r\nnunmehr vorgelegte Referentenentwurf des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz, nukleare\r\nSicherheit und Verbraucherschutz wurde im Vergleich zum Entwurf im November 2024 an wichtigen\r\nStellen angepasst. Dies betrifft vor allem die Klarstellung zur Rücknahme von Industrie-, Starter- und\r\nElektrofahrzeugbatterien. Wir begrüßen diesen wichtigen Schritt, Zirkularität und Wirtschaftlichkeit\r\nzusammenzuführen.\r\nZugleich fordern wir die Bundesregierung auf, weitere wichtige Änderungen auch im Sinne des\r\nKoalitionsvertrages herbeizuführen. Der Koalitionsvertrag von CDU, CSU und SPD enthält nicht nur ein\r\numfangreiches Sofortprogramm zum Bürokratieabbau, sondern sieht auch vor, auf die Übererfüllung\r\neuropäischer Rechtsakte – sogenanntes Gold-Plating – künftig zu verzichten. Diese Maßnahmen wären\r\nsinnvolle Schritte zur Stärkung der Wettbewerbsfähigkeit des Industriestandorts Deutschland und\r\nwürden den betroffenen Branchen zugleich die nötige Flexibilität einräumen, die Anforderungen effizient\r\numzusetzen.\r\nIn diesem Sinne bitten wir die neue Bundesregierung, folgende Änderungen am Referentenentwurf\r\nherbeizuführen:\r\n1. Verkehrsverbote europarechtlich ausgestalten\r\n§ 4 (3) Unterabsatz 2 sieht eine neue Verpflichtung für Anbieter von Online-Plattformen vor. Diese\r\nRegelung halten wir für europarechtlich fragwürdig, da sie über den Regelungsgehalt der EUVerordnung hinausgeht (z.B. Artikel 62 (6) der Batterieverordnung) und weder auf einem\r\nRegelungsauftrag noch auf einer Öffnungsklausel beruht. § 4 (3) Unterabsatz 2 sollte deshalb\r\ngestrichen werden.\r\n2. Markenregistrierung an EU-Verordnung 2023/1542 anpassen:\r\n§ 5 (1) weicht hinsichtlich der Registrierungsinformationen von der EU-Batterieverordnung ab und geht\r\nüber deren Anforderungen hinaus. In § 5 (1) ist die Markenregistrierung einer Batterie verpflichtend\r\nvorgesehen, obwohl die EU-Batterieverordnung in Art. 55 Abs. 3 die Markenregistrierung mit dem\r\nZusatz „falls vorhanden“ ausdrücklich als optional definiert.\r\nDiese überschießende Umsetzung ist aus folgenden Gründen problematisch:\r\na) Es erhöht den bürokratischen Aufwand vor allem für kleine und mittlere Unternehmen mit\r\nbegrenzten Verwaltungskapazitäten. Diese wären hierdurch unverhältnismäßig belastet.\r\nb) Es führt zu Wettbewerbsverzerrungen, da insbesondere größere Unternehmen mit\r\nspezialisierten Rechtsabteilungen diese zusätzlichen Anforderungen leichter erfüllen können als\r\nkleinere Unternehmen. Dies widerspricht dem Grundsatz der Wettbewerbsneutralität, der in\r\nErwägungsgrund 6 der Batterieverordnung explizit genannt wird.\r\nc) Es führt zu Behinderungen des Binnenmarkts, da die nationale Abweichung von der EUGesetzgebung zu Verwirrung im Handel führt und als Hindernis für den freien Warenverkehr wirkt, was\r\ndem Grundgedanken eines einheitlichen Binnenmarkts widerspricht und gegen Art. 26 AEUV verstößt.\r\nd) Es verstößt gegen den Verhältnismäßigkeitsgrundsatz, da der Verordnungsgeber bewusst\r\nkeine verpflichtende Markenregistrierung vorgesehen hat. Die angestrebten Umwelt- und\r\nVerbraucherschutzziele können auch ohne diese zusätzliche Anforderung erreicht werden.\r\nVorschlag: § 5 (1) sollte wie folgt geändert werden:\r\n„[...] mit der Marke, falls vorhanden, und der jeweiligen Batteriekategorie [...]“\r\n2\r\n3. Entkopplung der Sicherheitsleistungen von der Inverkehrbringung\r\nIn die Berechnung der Sicherheitsleistungen nach §9 geht weiterhin die Höhe der Inverkehrbringung\r\nein. Dies ist jedoch v.a. für Batteriekategorien wie die Eletrofahrzeugbatterie problematisch, bei denen\r\nes eine hohe Zahl an Exporten gibt. Aktuell stehen den etwa 3 Millionen Fahrzeugzulassungen ein\r\nAltfahrzeugaufkommen von etwa 300.000 Altfahrzeugen gegenüber. Etwa 2,3 Millionen Fahrzeuge\r\nverlassen jährlich als Gebrauchtfahrzeuge den deutschen Markt. Statt an Zulassungszahlen könnten\r\nsich die Sicherheitsleistungen am Durchschnitt der real recycelten Batterien der letzten 3 Jahre\r\norientieren.\r\nZudem sollten bei der Ermittlung der Sicherheitsleistungen Batteriemarkt (B2B oder B2C),\r\nBatteriekategorie & elektrochemisches System sowie die zu erwartende Lebensdauer in der\r\nAnwendung berücksichtigt werden. Die zu sichernde Dauer der Rücknahmeverpflichtung sollte sich\r\ndann an diesen Parametern ausrichten. Die Orientierung an den tatsächlich recycelten Batterien der\r\nletzten 3 Jahre würde die Sicherheitsleistung unbürokratisch an die tatsächlichen Anforderungen bei\r\nder Rücknahme koppeln.\r\n4. Enge Orientierung bei der Beitragsmessung an die europäischen Vorgaben\r\n§ 10 gibt vor, nach welchen Kriterien die Beiträge der beteiligten Hersteller innerhalb einer Organisation\r\nfür Herstellerverantwortung (OfH) erhoben werden.\r\nDie Vorschrift zur ökologischen Gestaltung der Beiträge (§10) ist derart ausgestaltet, dass sie nicht mehr\r\ndem Wesen der EU-Batterie-Verordnung entspricht. Verschiedene Regelungsbereiche der EU BattVO\r\nwerden unnötig miteinander verbunden. Die BattVO sieht komplexe Vorschriften zur Verbesserung des\r\nökologischen Fußabdrucks vor. Diese für die Regulierung der Rücknahme heranzuziehen, erhöht den\r\nBürokratieaufwand, ohne einen angemessenen Effekt zu haben. Hinzu kommt, dass die genannten\r\nKriterien an sich problematisch in dem Sinne sind, dass sie noch juristisch unscharf sind, auch weil die\r\nStandardisierung noch nicht erfolgt ist. Gemäß Batterie-Verordnung Artikel 57 (2a) können\r\nHerstellerorganisationen bei der finanziellen Beitragsgestaltung die in § 10 genannten Kriterien\r\ngegebenenfalls berücksichtigen. Der Entwurf des BattDG macht daraus aber eine Soll-Anforderung und\r\nfügt zudem den Aspekt „Reparierfähigkeit“ neu ein. Die Umwidmung der Kann-Vorschrift hin zu einer\r\nSoll-Vorschrift sowie die Ausdehnung des Anwendungsbereichs aufgrund der Rechtsform der BatterieVerordnung ist kritisch anzusehen.\r\nVor allem ist nicht nachvollziehbar, warum das Kriterium der Reparierbarkeit in diesem Kontext wieder\r\neingeführt wird, wohl wissend, dass das Reparieren von Batterien, insbesondere von LithiumIonenbatterien sicherheitskritisch sein kann. Derzeit wird bei CEN/TC301WG18 für EV-Batterien eine\r\nNorm dazu erarbeitet, für LV-Batterien gibt es die Arbeitsgruppe DKE/AK 371.0.18 zu diesem Thema.\r\nZudem wird dieses Kriterium in der BattVO in Artikel 57 (2) nicht erwähnt, es ist also nicht definiert, was\r\nunter einer Reparatur konkret verstanden wird.\r\nEs ist darüber hinaus nicht nachvollziehbar, wie ein Beitrag für den CO2-Fußabdruck oder dem\r\nRecyklatgehalt gestaffelt werden sollte. Die BattVO macht Vorgaben an die Batterie, die jedoch bislang\r\nselbst nicht geklärt sind. Auch hier sind die Normungsaktivitäten nicht abgeschlossen. Dies auch\r\ndeshalb, weil es nicht möglich ist, sinnvoll einen CO2-Fußabdruck der Batterie zu bestimmen. Die\r\nAnwendungsbereiche von Batterien und damit die entsprechenden Anforderungen sind heterogen und\r\nerfordern unterschiedlichen Aufwand bei der Herstellung. Allein den Abdruck bei der Herstellung\r\nheranzuziehen, wird dem Produkt nicht gerecht. Als einfaches Beispiel kann der Fußabdruck bei der\r\nProduktion dienen: Angenommen, bei der Produktion fallen 50% mehr CO2 an, die Batterie hält dafür\r\njedoch doppelt so lange, so ist der Einsatz bei der Herstellung sinnvoll, würde aber durch eine simple\r\nBerechnung, die nur die Herstellung berücksichtigt, pönalisiert. Zudem wären bei der Beitragsgestaltung\r\nwie vorgeschlagen, in Deutschland hergestellte Batterien aufgrund des hohen CO2-Fußabdrucks des\r\ndeutschen Strommixes doppelt benachteiligt – sie haben einen höheren CO2-Fußabdruck gegenüber\r\nBatterien aus anderen EU-Ländern, wodurch sie im Verkauf einen Nachteil haben und sie werden dann\r\n3\r\nnoch am Ende ihrer Lebensphase nochmals durch höhere Beiträge bei der Rücknahme gegenüber\r\nBatterien aus anderen EU-Ländern belastet.\r\nGrundsätzlich gilt: Entweder erreicht die in Verkehr gebrachte Batterie die Vorgaben aus der EUVerordnung oder sie darf bei Nichterfüllung gar nicht in Verkehr gebracht werden. Die\r\nWiederverwendbarkeit kann über das Kriterium Batteriekategorie mit abgedeckt werden (eine Starter-,\r\nLV- oder Gerätebatterie wird in den allerwenigsten Fällen wiederverwendet oder umgenutzt).\r\nEs sollte deshalb zum Wortlaut der BattVO zurückgekehrt werden um die Beiträge aus § 10\r\nausschließlich anhand leicht zu ermittelnder, objektiver und widerspruchsfreier Kriterien aus Artikel 57\r\n(2 a, erster Halbsatz) zu gestalten: Batteriekategorie, chemische Zusammensetzung plus eventuell das\r\nKriterium des zweiten Halbsatzes „wiederaufladbar“. Der § 10 Absatz 1 sollte deshalb wie folgt\r\nabgeändert werden:\r\n(1) Die Organisationen für Herstellerverantwortung nach § 8 sind verpflichtet, im Rahmen der\r\nBemessung der Beiträge der Hersteller oder der Bevollmächtigten Anreize dafür zu schaffen,\r\ndass bei der Herstellung von Batterien die Verwendung von gefährlichen Stoffen minimiert wird.\r\nBei der Bemessung der Beiträge sind auch zu berücksichtigen\r\n1. die Wiederaufladbarkeit sowie die Reparierbarkeit einer Batterie,\r\n2. der CO2-Fußabdruck nach Artikel 7 der Verordnung (EU) 2023/1542\r\n3. die Verwendung von Rezyklaten nach Artikel 8 der Verordnung (EU) 2023/1542 sowie\r\n4. ob die Batterie umgenutzt oder wiederaufgearbeitet oder einer Vorbereitung zur\r\nWiederverwendung oder Umnutzung zugeführt wurde.\r\nDer jeweilige Beitrag hat sich dabei an den die einzelnen chemischen Systemen der\r\nBatterien sowie die Batteriekategorie. zu bemessen.\r\n5. Benennung einer bundesweit notifizierenden Behörde und zügige Harmonisierung des\r\nNotifzierungsverfahrens auf Bundesebene\r\nEntsprechend Artikel 22 der EU-Verordnung 2023/1542 sollte eine Bundesbehörde benannt und nicht,\r\nwie in §40 vorgesehen, den Bundesländern die Aufgabe übertragen werden, jeweils eine\r\nlandesspezifische, notifizierende Behörde zu benennen. Nur eine bundesweit zuständige Behörde kann\r\neine einheitliche Auslegung und Anwendung der Gesetzgebung sicherstellen. Ein harmonisiertes\r\nNotifizierungsverfahren auf Bundesebene ist zentral, um Rechtssicherheit für die Unternehmen zu\r\nschaffen und Bürokratiekosten zu senken.\r\n6. Überarbeitung der Zuweisungsregeln für Elektrofahrzeugaltbatterien\r\n§22 sieht in Verbindung mit §31 die Zuweisung von Industrie-, Starter- und Elektrofahrzeugaltbatterien\r\nvor. Für Elektrofahrzeugaltbatterien sollten die Zuweisungsregeln überarbeitet werden: sofern die\r\nHersteller einer Traktionsbatterie identifizierbar sind (z.B. über Fahrzeugidentifikationsnummer / FIN\r\noder Labeling auf Batterie), sollte die Traktionsbatterie an das vom Hersteller bei der Stiftung ear\r\nregistrierte Rücknahmesysteme zurückgehen.\r\n7. Bestimmung und Organisation der zuständigen Behörde\r\n§ 34 spiegelt aktuell noch nicht den zukünftigen Auftrag aus dem Referentenentwurf zum Batt-EU-AnpG\r\nfür die Stiftung ear wider. Daher sollte die Struktur und Satzung der Stiftung ear wie folgt den\r\ngestiegenen Anforderungen aus dem Batt-EU-AnpG angepasst werden:\r\n4\r\n▪ Änderung der Stiftungssatzung und Erweiterung der Organisationsstruktur um die\r\nBatteriekategorien der EU-Batterieverordnung.\r\n▪ Einrichtung der Produktbereiche und deren Versammlungen für die in der Europäischen\r\nBatterieverordnung definierten Batterietypen\r\n▪ Erweiterung des Kuratoriums um Vertreter der Rücknahmesysteme der Batteriehersteller der\r\njeweiligen Produktbereiche (Batteriekategorien)\r\n§ 34 (1) sollte deshalb wie folgt ergänzt werden:\r\n(1) Die zuständige Behörde wird ermächtigt, die Gemeinsame Stelle nach § 5 des Elektround Elektronikgerätegesetzes mit den Aufgaben und Befugnissen nach […]. Die zu beleihende\r\nGemeinsame Stelle hat die notwendige Gewähr für die ordnungsgemäße Erfüllung der ihr\r\nübertragenen Aufgaben zu bieten. Sie bietet die notwendige Gewähr, wenn\r\n1. die Personen, die nach Gesetz, nach dem Gesellschaftsvertrag oder nach der\r\nSatzung die Geschäftsführung und Vertretung ausüben, zuverlässig und fachlich\r\ngeeignet sind,\r\n2. eine Änderung der Stiftungssatzung durchgeführt wird, indem das\r\nStiftungskuratorium um Vertreter der Rücknahmesysteme sowie der\r\nBatteriehersteller der jeweiligen Produktbereiche (s. Punkt 3) erweitert wird,\r\n3. die zu beleihende Gemeinsame Stelle die zur Erfüllung ihrer Aufgaben\r\nnotwendige Ausstattung und Organisation wie die Einrichtung von Produktbereichen\r\nfür die unterschiedlichen Batteriekategorien hat und\r\n4. sichergestellt ist, dass die Vorschriften zum Schutz personenbezogener Daten\r\nsowie zum Schutz von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen eingehalten werden.\r\n8. Fristen an Vorschläge der EU-Kommission anpassen (Omnibus IV):\r\n§ 51 (2) bezieht sich noch auf die in der Verordnung (EU) 2023/1542 in Artikel 48 genannten Fristen.\r\nDie genannten Fristen in § 52 (2) sollten aus Sicht der oben genannten Verbände entsprechend des\r\nOmnibus IV Vorschlags der EU-COM wie folgt angepasst werden:\r\n(2) Das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle hat einmal jährlich über die Umsetzung der\r\nVorgaben aus Kapitel VII der Verordnung (EU) 2023/1542 im jeweils vorausgegangenen\r\nKalenderjahr zu berichten. Der Bericht soll auf festgestellte Verstöße und angeordnete\r\nAbhilfemaßnahmen hinweisen und diese erläutern, ohne die von den konkret genannten\r\nAbhilfemaßnahmen betroffenen Wirtschaftsakteure zu benennen. Der Bericht nach Satz 1 ist\r\nerstmals zwei Jahre nach dem in Artikel 48 der Verordnung (EU) 2023/1542 vorgeschriebenen\r\nAnwendung von Kapitel VII für das vorherige Jahr vorzulegen im Jahr 2027 für das Jahr 2026\r\nvorzulegen und auf der Webseite des Bundesamtes für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle zu\r\nveröffentlichen.\r\n9. Einschränkung der Auskunftspflichten auf das von der Europäischen Batterieverordnung\r\ngeforderte Mindestmaß\r\n§53 beschreibt die Auskunftspflichten gegenüber dem Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle.\r\nGemäß EU-Batterieverordnung Art. 52 erhält die zuständige Behörde lediglich den Bericht der\r\nnotifizierten Stelle. Alle weiteren Auskunftspflichten inkl. das Vorladen von Personen und die\r\nHerausgabe von weiteren Unterlagen geht über die in der Europäischen Verordnung festgelegten\r\nOffenlegungspflichten der Wirtschaftsakteure hinaus. Dies ist redundant und schafft mehr\r\nbürokratischen Aufwand, da alle aufgeführten Daten bereits der notifizierten Stelle im Rahmen der\r\nZertifizierung bereitgestellt wurden. Zusätzliche Auskunftspflichten im deutschen Umsetzungsgesetz\r\nstellen im europäischen Vergleich einen Wettbewerbsnachteil dar und konterkarieren die Zielstellung\r\neiner harmonisierten europäischen Umsetzung.\r\n5\r\nKonkret sollte §53 ausschließlich den Punkt § 53 (2) Nr. 9 beibehalten, d.h. der Wirtschaftsakteur\r\nübermittelt den Prüfbericht der notifizierten Stelle an die zuständige Behörde.\r\n10. Unverhältnismäßig hohe Bußgeldvorschriften hinsichtlich Sorgfaltspflichten in der\r\nLieferkette\r\nDie Bußgelder hinsichtlich Sorgfaltspflichten in der Lieferkette sind unverhältnismäßig höher als die mit\r\nBlick auf die Regelungen zur Konformität von Batterien und den Pflichten der Wirtschaftsakteure (max.\r\n100.000 Euro). Sie sollten deshalb ebenfalls auf max. 100.000 Euro angepasst werden. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-06-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020816","regulatoryProjectTitle":"Förderung der Integration von Speichern und erneuerbarer Erzeugung in der Ladeinfrastruktur","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/09/c2/643673/Stellungnahme-Gutachten-SG2511190020.pdf","pdfPageCount":18,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"GESTERN & HEUTE\r\nDIREKTE NETZKOPPLUNG DER LADEINFRASTRUKTUR\r\n• Ladeleistung & Ladespitzen unmittelbar aus dem Netz\r\n• Keine Flexibilität am Standort\r\n• Integration von EE-Erzeugung am Standort kaum\r\nmöglich\r\n24. September 2025 – BVES Fachaustausch \"Zukunft der Ladeinfrastruktur\"\r\nHEUTE & MORGEN\r\nNETZKOPPLUNG MIT ENERGIESPEICHER\r\nLadeleistung nicht unmittelbar aus dem Netz\r\n➢Speicher ergänzt / übernimmt Bereitstellung der\r\nLadeleistung\r\n➢Kleinerer Netzanschluss\r\n➢Erneuerbare Erzeugung vor Ort wird\r\nzwischengespeichert und optimal genutzt\r\n➢Speicher ermöglicht Systemdienstleistungen für das\r\nStromnetz\r\n➢Speicher ermöglicht zusätzliche Einnahmequellen\r\naus Energiehandel, wenn keine Fahrzeuge an der\r\nLadesäule stehen.\r\n24. September 2025 – BVES Fachaustausch \"Zukunft der Ladeinfrastruktur\"\r\nHEUTE & MORGEN\r\nNETZKOPPLUNG MIT ENERGIESPEICHER\r\nSicht der CPO\r\n• Kleinere Anschlussleistung\r\n➢Geringerer Baukostenzuschuss\r\n➢Geringere Netzentgelte im Betrieb (Leistungspreis)\r\n➢Gleichmäßigere Auslastung des Netzanschlusses\r\n➢Schnellere Realisierung auch bei geringen\r\nNetzanschlusskapazitäten\r\nVersorgungssicherheit garantieren\r\n24. September 2025 – BVES Fachaustausch \"Zukunft der Ladeinfrastruktur\"\r\nNETZKOPPLUNG MIT ENERGIESPEICHER\r\nSTROMNETZ MIT FLEXIBLEN KUNDEN OPTIMIEREN\r\nSicht des Energiesystems\r\n• Kleinere Anschlussleistung\r\n➢Weniger Leistungsspitzen über das Netz\r\n➢Netzausbaubedarf + damit verbundene Kosten sinken\r\n➢Bessere und gleichmäßigere Auslastung vorhandener\r\nKapazitäten\r\n➢Möglichkeit der Reduktion des Leistungsbezugs in\r\nSpitzenzeiten durch Speicher\r\nBezugs- & Einspeisenetzanschluss nötig\r\nDigitale Einbindung in MaKo"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Verkehr (BMV)","shortTitle":"BMV","url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html","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":"2025-09-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020817","regulatoryProjectTitle":"Anpassung des gesetzlichen Rahmens für Speicher neben Erzeugungsanlagen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/1e/7a/643675/Stellungnahme-Gutachten-SG2511200009.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 | Oktober 2025\r\nGemeinsam\r\nVerantwortung übernehmen\r\nDas Kombinationspotenzial von Windenergie und\r\nEnergiespeichersystemen endlich nutzen\r\n2 von 13\r\nInhalt\r\n1 Das Wichtigste in Kürze ...................................................................................................3\r\n2 Gemeinsam bereit, Verantwortung zu tragen.................................................................4\r\n3 Marktzugänge, Marktdesign und Netzintegration ..........................................................5\r\n3.1 Der Systemführerschaft Erneuerbarer Energien Rechnung tragen ........................................................ 5\r\n3.2 Strommarktdesign an die neuen Anforderungen anpassen ................................................................... 5\r\n3.3 Abregelung vermeiden, lokale Nutzung ermöglichen, Sektorenkopplung anregen ................................. 6\r\n3.4 Direktversorgung der Industrie stärken ................................................................................................ 7\r\n3.5 Mit Energy Sharing gemeinschaftlich flexible Lösungen vor Ort umsetzen............................................. 7\r\n3.6 Netzanschluss – Vereinheitlichung, Digitalisierung und Beschleunigung ................................................ 7\r\n3.7 Überbauung von Netzverknüpfungspunkten und flexible Netzanschlüsse ............................................. 8\r\n3.8 Netzentgelte ....................................................................................................................................... 9\r\n3.9 Baukostenzuschuss – Investitionshindernis und Ungleichbehandlung ................................................... 9\r\n3.10 Stromsteuer ................................................................................................................................... 9\r\n3.11 Novellierung der Innovationsausschreibungsverordnung ............................................................... 10\r\n3.12 Festlegung zur Abgrenzungsoption ................................................................................................ 10\r\n4 Bürokratieabbau und Schnelligkeit ...............................................................................11\r\n4.1 Genehmigungsbehörden müssen Projekt-Ermöglicher werden........................................................... 11\r\n4.2 Brand- und Wasserschutz .................................................................................................................. 11\r\n4.3 Grundbucheinsicht ............................................................................................................................ 11\r\n4.4 Überragendes öffentliches Interesse, Abwägungsvorrang und Netzanschlussvorrang ......................... 11\r\n3 von 13\r\n1 Das Wichtigste in Kürze\r\nDer Bundesverband WindEnergie (BWE) und der Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES)\r\nbegrüßen:\r\n• Das Bekenntnis der neuen Bundesregierung zum Ausbau von Flexibilitäten.\r\n• Ihr Bestreben, die regionale Nutzung von ansonsten abgeregeltem Strom zu erleichtern.\r\n• Die angekündigte Senkung der Stromsteuer laut Koalitionsvertrag.\r\nDer Bundesverband WindEnergie (BWE) und der Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES)\r\nregen an:\r\n• Systemische Anreize setzen: flexible Netzentgelte und variable Stromtarife konsequent weiter\r\nvorantreiben. Der schnelle Smart-Meter-Rollout ist hierfür die unbedingte Voraussetzung.\r\n• Rechtssicherheit schaffen: eine Nachfolgeregelung zur Netzentgeltbefreiung sowie eine\r\neindeutige Außenbereichsprivilegierung für Stromspeicher.\r\n• Investitionshindernis Baukostenzuschuss abbauen: Reduzierung mit Netzanreizen verbinden\r\nund Informationspflichten für Netzbetreiber schaffen.\r\n• Regionalen Verbrauch incentivieren: Erleichterungen bei der Direktversorgung von\r\nUnternehmen und die weitere Erprobung von Regionalen Flexibilitätsmärkten. Energy Sharing\r\nmit schlanken Prozessen und einem klaren, praktikablen Rechtsrahmen umsetzen.\r\n• Netzanschluss beschleunigen: Vereinfachung, Vereinheitlichung und Digitalisierung des\r\nVerfahrens sowie Verankerung eines Rechts auf NVP-Überbauung im EEG.\r\n• Bestehende Gesetze praxistauglicher machen: Nutzung der Abgrenzungsoption nach § 19 EEG\r\nschnell ermöglichen. Novelle des § 13k EnWG und der Innovationsausschreibung.\r\n• Ein Maßnahmenpaket für Bürokratieabbau und Schnelligkeit.\r\n4 von 13\r\n2 Gemeinsam bereit, Verantwortung zu tragen\r\nDie Kosten des Energiesystems in den Griff zu bekommen, ist eines der erklärten Ziele der neuen\r\nBundesregierung. Dabei ist kein Lösungsweg so nachhaltig wirkungsvoll wie der gemeinsame Ausbau\r\nvon erneuerbaren Erzeugungsanlagen (wie Windparks) und Energiespeichersystemen, von Strom- und\r\nWärmespeichern bis hin zu Wasserstoff. Schon jetzt sind Erneuerbare Energien die mit Abstand\r\nführende Erzeugungsart im deutschen Stromsystem und bedienen zunehmend auch den Wärme- und\r\nMobilitätssektor. Flexibilitätstechnologien sind ihr natürlicher Partner. Zusammen machen\r\nErneuerbare Energien und Flexibilitäten eine teure fossile Stromerzeugung überflüssig, können die\r\nNetze entlasten und sorgen für eine maximal effiziente Nutzung der vorhandenen\r\nGrünstromkapazitäten. Eine entsprechende Weiterentwicklung des Stromsystems ist somit eine\r\nNo-regret-Maßnahme.\r\nDie Integration von Energiespeichern auf allen Ebenen des Energiesystems – insbesondere auch direkt\r\nan den Erzeugungsanlagen – bedeutet konkret: weniger Abregelungen im Rahmen von RedispatchMaßnahmen, netzdienliche Verschiebung von Einspeisung und Verbrauch und eine erhöhte Planbarkeit\r\nder Einspeisung, die der von konventionellen Kraftwerken in nahezu nichts nachsteht. Diese Potenziale\r\nzur Entlastung von Unternehmen und Privathaushalten müssen so schnell wie möglich gehoben werden.\r\nDafür sind geeignete Rahmenbedingungen erforderlich – vom Marktdesign über Energierecht und\r\nGenehmigungsanforderungen bis hin zu Netzanschluss und -integration.\r\nDer Bundesverband WindEnergie (BWE) und der Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES)\r\nbegrüßen ausdrücklich das im Koalitionsvertrag festgelegte Anliegen der Bundesregierung, die\r\nHemmnisse bei Flexibilitäten im Zusammenhang mit Erneuerbarer Energieerzeugung abzubauen.\r\nBereits in der vergangenen Legislaturperiode wurden wesentliche Veränderungen in die Umsetzung\r\ngebracht, an die es nun anzuknüpfen gilt. Im Folgenden werden die zentralen Maßnahmen dargestellt,\r\ndie erforderlich sind, um diesen Weg entschlossen weitergehen zu können. Die Verbände BWE, als\r\ngrößter Verband Erneuerbarer Erzeugung, und der BVES, als zentrale und größte Vereinigung der\r\nEnergiespeicherbranche, stehen bereit, die weitere Konkretisierung der nachfolgend genannten\r\nMaßnahmen durch ihre Fachexpertise zu unterstützen.\r\n5 von 13\r\n3 Marktzugänge, Marktdesign und Netzintegration\r\n3.1 Der Systemführerschaft Erneuerbarer Energien Rechnung tragen\r\nDie Bundesregierung hat im Rahmen des Koalitionsvertrags ihren Willen bekundet, alle Potenziale\r\nErneuerbarer Energien zu nutzen. Im Sinne der Kosteneffizienz steht die Bundesregierung hierbei für\r\neinen systemischen Ansatz ein, der parallel zum weiteren Hochlauf erneuerbarer Erzeugung\r\ninsbesondere den Ausbau von Flexibilitäten durch Energiespeicher in den Vordergrund stellt. Damit\r\nErneuerbare Energien und Energiespeicher stärker gemeinsam ihre Systemverantwortung\r\nwahrnehmen können, muss sich diese Priorisierung auch in der Regulatorik an allen zentralen Stellen\r\nwiederfinden. Für die Betreiber Erneuerbarer-Energien-Anlagen muss es erleichtert werden,\r\nSpeicheranlagen selbst zu betreiben, durch Dritte betreiben zu lassen oder Speicherbetreibern den\r\nZugang zum gleichen Netzverknüpfungspunkt, ohne bürokratische Hürden, zu ermöglichen.\r\n3.2 Strommarktdesign an die neuen Anforderungen anpassen\r\nEs braucht Platz für Flexibilitäten im Marktdesign. Neben offenem und fairem Zugang zu den\r\nverschiedenen Märkten für Erneuerbare Energien und Speicher braucht es gerade auch in der\r\nBeschaffung von Systemdienstleistungen und systemdienlichen Leistungen marktbasierte\r\nBeschaffungsinstrumente. Hierbei gilt es auch, geeignete Instrumente zum Ausbau von\r\nKapazitätsspeichern voranzubringen. Derartige Speicheranlagen sind dazu in der Lage, über längere\r\nZeiträume Energie vorzuhalten, und sind gezielt zur Ausregelung der fluktuierenden Windenergie\r\neinsetzbar.\r\nStatements der beiden Verbände\r\nMit dem Ziel, Hemmnisse bei der Flexibilisierung abzubauen, ist die Koalition auf dem richtigen Weg. Mehr\r\nFlexibilität bedeutet weniger Systemkosten, mehr Sicherheit und mehr Stabilität. Energiespeichersysteme\r\nsind, neben Elektrolyseuren, hierfür ein zentraler Baustein. Die Koalition ist jetzt gefordert, die\r\nVoraussetzungen dafür zu schaffen, diese Potenziale zu heben. Mit mehr Flexibilität gewinnen alle.\r\nBärbel Heidebroek, Präsidentin des Bundesverbandes WindEnergie\r\nErneuerbare erzeugen längst zu marktfähigen Kosten – und ihr Beitrag wächst. Doch mit steigender\r\nElektrifizierung und dem Hochlauf von Wärmepumpen, Datencentern und der Elektromobilität braucht es\r\nmehr physikalische Flexibilität. Erzeugung und Verbrauch müssen in Echtzeit zusammenkommen. Speicher\r\nsind der Schlüssel. Im Weg aus Subvention und Zuschüssen muss der Markt die Anreize liefern. Statt\r\nÜberregulierung und einem überholten EEG braucht es marktwirksame Anreize und Freiraum hinter dem\r\nNetzanschluss. Mit mehr individuellem Handlungsspielraum geht es schneller voran und Menschen und\r\nTechnologien können ihre Stärken besser ausspielen – gemeinsam.\r\nThomas Speidel, Präsident des Bundesverbandes Energiespeicher Systeme\r\n6 von 13\r\nDie notwendige Ausschöpfung von Maßnahmen zur Schaffung von Flexibilität im\r\nEnergiemarktdesign nach Vorgabe der EU1 muss prioritär vorgenommen werden und den\r\nErwägungen zur Schaffung eines technologieneutral ausgestalteten Kapazitätsmechanismus zuvor\r\nstehen.\r\n3.3 Abregelung vermeiden, lokale Nutzung ermöglichen, Sektorenkopplung\r\nanregen\r\n„Die regionale Nutzung ansonsten abgeregelten Stroms wollen wir deutlich erleichtern“, heißt es im\r\nKoalitionsvertrag2\r\n.Trotz Verbesserungen im Vergleich zum Vorjahr waren im Jahr 2024 weiterhin\r\n9.374 GWh erneuerbarer Strom von Redispatch-Maßnahmen betroffen.3 Dieser Strom muss zu einem\r\ngroßen Anteil sinnvoll vor Ort genutzt werden können. Stromspeicher, aber auch Speichertechnologien\r\nim Kontext der Sektorenkopplung zu Wärme und Wasserstoff sind hierbei gleichermaßen zu\r\nberücksichtigen.\r\nDer im § 13k EnWG angelegte Nutzen-statt-Abregeln-Mechanismus ist im Grunde ein sinnvolles\r\nInstrument. Leider kommt er in der Praxis jedoch zu selten zur Anwendung. Um § 13k EnWG zu einer\r\nsinnvollen Anwendung zu bringen, müssen das Zusätzlichkeitskriterium entfernt oder stark gelockert\r\nwerden sowie die potenzielle Vergütung konkurrenzfähig gegenüber dem Energiemarkt werden. Durch\r\ndie Streichung des Zusätzlichkeitskriteriums erschließen sich neue Potenziale zur Lastaufnahme. Wie\r\nauch im Gesetzestext vorgesehen, braucht es zudem eine zeitnahe Umstellung auf ein\r\nAuktionsverfahren anstelle der zweijährigen Probezeit. Hierzu empfiehlt sich ein Pay-as-bid-Verfahren.\r\nMindestens sollte aber der §13k-Preis auf ein Mindestmaß abgesenkt werden. Auf diese Weise wird ein\r\nstarker wirtschaftlicher Anreiz für Entlastungsanlagen gesetzt, der bewirkt, dass die gesetzliche\r\nRegelung ihren intendierten Zweck erfüllt.\r\nAls weiteres Instrument kommen regionale Flexibilitätsmärkte in Betracht. Aggregierte\r\nKleinverbrauchseinrichtungen und Haushaltsspeicher, aber auch Industrieunternehmen und\r\nEnergiespeicher können hier innerhalb eines räumlich abgegrenzten Gebiets Flexibilitäten für die\r\nEnergieinfrastruktur anbieten (wie Speicherkapazitäten, die Ladeleistung eines E-Autos oder die\r\nLeistungsänderung eines Industrieunternehmens). Ziel ist es, „überschüssigen“ Strom mit nichtausgereizten Lasten zusammenzubringen – etwa, indem der lokale Windpark bei drohendem\r\nRedispatch seinen Strom günstig an Wärmespeicher in Privathaushalten verkauft. Teilnehmende\r\nerhalten Netzzustandsprognosen, die es ihnen erlauben, ihre Angebote und Käufe im Voraus zu planen.\r\nEine konkrete Ausgestaltung dessen könnte auch die marktbasierte Weiterentwicklung des\r\nRedispatch sein. Konzepte dazu werden bereits durch einzelne Netzbetreiber erprobt. Flexibilitäten\r\nbieten dafür in einen Redispatchmarkt und stellen ihre Flexibilität dem Netz zur Verfügung.\r\n1 Vgl. VERORDNUNG (EU) 2024/1747 DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES vom 13. Juni 2024 – Link.\r\n2 Verantwortung für Deutschland, Koalitionsvertrag zwischen CDU, CSU und SPD, 21. Legislaturperiode, 5. Mai 2025 – Link.\r\n3 Vgl. SMARD: Netzengpassmanagement 2024: Volumen und Kosten gesunken, 2. April 2025 – Link.\r\n7 von 13\r\n3.4 Direktversorgung der Industrie stärken\r\nDurch Streichung des Kriteriums der unmittelbaren räumlichen Nähe zwischen Erzeugungsanlage und\r\nVerbrauchsort aus § 21b Abs. 4 Nr. 2 EEG 2023 und § 3 Nr. 16 EEG 2023 kann die Stromlieferung an\r\nDritte ohne Nutzung des öffentlichen Netzes auch außerhalb der unmittelbaren räumlichen Nähe\r\nangereizt und ermöglicht werden. Die bisherige Regelung bremst insbesondere Industrieunternehmen\r\nunnötig aus. Diese müssen möglichst unbürokratisch Maßnahmen zur Elektrifizierung umsetzen können\r\n(u. a. in den Bereichen Prozess- und Heizwärme sowie Elektromobilität). Die Möglichkeit, Strom\r\nbeispielsweise aus Batteriespeichern beziehen zu können, muss uneingeschränkt gegeben sein.\r\n3.5 Mit Energy Sharing gemeinschaftlich flexible Lösungen vor Ort\r\numsetzen\r\nEnergy Sharing ist ein zentraler Baustein der Energiewende, weil es Bürger*innen, Unternehmen und\r\nöffentlichen Einrichtungen ermöglicht, erneuerbare Energien gemeinsam zu nutzen und so Akzeptanz,\r\nTeilhabe und regionale Wertschöpfung zu stärken. Daneben kann Energy Sharing einen wichtigen\r\nBeitrag zur Netzentlastung leisten, da durch den lokalen Verbrauch in der Regel kein Strom in höhere\r\nNetzebenen umgeleitet werden muss. Insbesondere für die Windenergie bietet Energy Sharing großes\r\nPotenzial, denn sie produziert große Strommengen und benötigt ein besonderes Maß an Akzeptanz. Um\r\nden netzentlastenden Effekt bestmöglich anzureizen, sind Speicher unverzichtbarer Partner: Sie stellen\r\nFlexibilität bereit, verbessern die Versorgung innerhalb der Energy-Sharing-Gemeinschaft im Quartier\r\nund ermöglichen, dass Energieerzeugung und -verbrauch ideal synchronisiert werden können; zugleich\r\nkönnen sie zur Erbringung von Netz- und Systemdienstleistungen beitragen.\r\nDamit dieses Potenzial wirksam wird, braucht es einen klaren, praktikablen Rechtsrahmen im § 42c\r\nEnWG, der Transparenz schafft, Teilnahme unkompliziert ermöglicht und die gemeinsame Nutzung über\r\ndas Verteilnetz regelt. Wirtschaftlich tragfähig wird Energy Sharing durch geeignete finanzielle\r\nRahmenbedingungen— etwa durch die Absenkung von Netzentgelten, Abgaben, Umlagen und Steuern\r\noder durch eine Energy-Sharing-Prämie für direkt genutzte Mengen. Ebenso wichtig sind schlanke\r\nProzesse: standardisierte Verträge, einfache Abrechnung sowie ein Abbau bürokratischer Hürden,\r\ninsbesondere für kleine Projekte und Quartierslösungen.\r\nAuf diese Weise kann Energy Sharing Netze entlasten, Kosten senken und die breite Beteiligung vieler\r\nAkteure an einer dezentralen, klimaneutralen Energieversorgung ermöglichen.\r\n3.6 Netzanschluss – Vereinheitlichung, Digitalisierung und Beschleunigung\r\nDer Netzanschluss ist der Flaschenhals der Energiewende. Insbesondere fehlen Informationen darüber,\r\nwo Netzanschlusskapazität besteht und in welcher Höhe diese verfügbar ist. Dies führt zu mehrfacher\r\nAntragstellung an verschiedenen Projektorten, die wertvolle Kapazitäten auf beiden Seiten bindet. Um\r\ngeeignete Projektstandorte schneller zu identifizieren, sollte die verfügbare Anschlusskapazität an den\r\nNetzknoten digital transparent einsehbarsein. Diese würde die Kapazitäten auf beiden Seiten bündeln\r\nund zu einem effizienteren Netzanschlussverfahren führen. Ein diskriminierungsfreies gesetzliches\r\nVerfahren zur Ermittlung der verfügbaren Netzkapazität kann darüber hinaus Abhilfe schaffen. Eine\r\ndarüberhinausgehende Digitalisierung im Netzanschlussverfahren, insbesondere auf\r\nVerteilernetzebene, ist im Sinne der Reduktion von Zeit- und Kostenaufwendungen längst überfällig.\r\n8 von 13\r\nEine gemeinsame digitale Plattform der Netzbetreiber ist hierbei zu forcieren. Als Grundlage der\r\ngesetzlichen Anpassungen empfehlen wir die angestrebte EnWG-Novelle von November 2024 (§ 17a-c\r\nEnWG-E-Alt).\r\nAuch die je nach Netzbetreiber unterschiedlichen Anforderungen und Abläufe verkomplizieren und\r\nverzögern den Anschluss unnötig. Ein höherer Grad der Vereinheitlichung der technischen\r\nAnschlussbedingungen, der Abläufe und der Antragsformate wäre hier deutlich zu begrüßen. Das\r\nderzeitige Netzanschlussverfahren für Speicher ist durch hohe Rechtsunsicherheit geprägt. Nach\r\nneusten Entwicklungen ist für Energiespeicher das Verfahren für Erzeuger und für Verbraucher\r\nanwendbar. Eine Anlage wird künstlich in Bezug und Einspeisung getrennt und somit zu zwei Verfahren\r\ngedrängt. Dies muss enden. Es braucht an dieser Stelle ein Netzanschlussverfahren, das\r\nEnergiespeicher diskriminierungsfrei anschließt. Das Angebot passgenauer Formulare für\r\nEnergiespeicher durch den Netzbetreiber, die Einspeisung und Bezug gleichermaßen berücksichtigen,\r\nist dringend erforderlich. Dies ist bislang nicht uneingeschränkt der Fall. Für das Netzanschlussverfahren\r\nbraucht es weiterhin verbindliche Rückmeldefristen zum Verfahrensstand. Nach Ablauf von acht\r\nWochen sollte das Prüfergebnis feststehen. Für die Einhaltung der Verfahrensschritte durch den\r\nNetzbetreiber sollte ein Anreizmechanismus entwickelt werden.\r\nUm ein möglichst zügiges und reibungsfreies Netzanschlussverfahren zu gewährleisten, sollte ein\r\nbundeseinheitlicher Reservierungsmechanismus entwickelt werden, der in einer\r\nNetzanschlussreservierung mündet. Dieses Verfahren sollte im Einklang mit anderen\r\nGenehmigungsverfahren durchgeführt werden. Der Gesetzgeber sollte in Zusammenarbeit mit der\r\nBranche einheitliche und diskriminierungsfreie Anforderungen festlegen, welche die\r\ntechnologiespezifischen Genehmigungs- und Projektierungsprozesse praxistauglich abbilden.\r\n3.7 Überbauung von Netzverknüpfungspunkten und flexible\r\nNetzanschlüsse\r\nDie Überbauung von Netzverknüpfungspunkten ist eine schnelle, einfache und kosteneffiziente\r\nMöglichkeit, um die bestehende Netzinfrastruktur besser auszulasten und die Netzausbaukosten zu\r\nverringern. Insbesondere die Kombination von Wind-, PV- und Energiespeicheranlagen an einem\r\nNetzverknüpfungspunkt bietet große Potenziale, die bestehende Netzinfrastruktur besser auszulasten\r\nund Kosten zu senken.\r\nUm dies umzusetzen, braucht es eine Novellierung der Regelungen in EnWG und EEG mit dem Ziel, die\r\n„Kann“-Regelung in ein grundsätzliches Recht auf Überbauung umzuwandeln. Bislang zeigt sich, dass\r\neinige Netzbetreiber Überbauungsprojekte unter Berufung auf die Freiwilligkeit nach § 8a Abs. 1 EEG\r\nkategorisch ablehnen. Dies kann nicht im Sinne des Gesetzgebers sein. Netzbetreiber sollten die\r\nÜberbauung nur in begründeten Ausnahmefällen ablehnen können.\r\nFlexible Netzanschlussverträge nach § 8a EEG und § 17 Abs. 2b EnWG sind grundsätzlich im Sinne\r\nder Schaffung weiterer Anschlussmöglichkeiten. Im Sinne einer gleichberechtigten Ausgestaltung\r\nzwischen Anschlussnehmern und Netzbetreibern braucht es jedoch weitere grundsätzliche\r\nLeitplanken für den Regelungsgehalt. In der Realität zeigt sich, dass die Verträge oft mit\r\nüberbordenden und viel zu pauschalen Anforderungen einhergehen, die den Anlagenbetreiber zu stark\r\neinschränken und über die Notwendigkeiten der Flexibilität in der lokalen Ausgestaltung der\r\n9 von 13\r\nNetzanschlussverträge je nach Netzsituation hinausgehen. Lerneffekte mit dem neuen Instrument allein\r\nwerden an dieser Stelle erwartbar nicht ausreichen.\r\n3.8 Netzentgelte\r\nDerzeit sind Stromspeicher bei Inbetriebnahme bis August 2029 von Netzentgelten für 20 Jahre befreit.\r\nDiese Regelung ist Ausdruck der besonderen Rolle der Stromspeicher im Gesamtsystem. Speicher\r\nerzeugen nicht nur positive volkswirtschaftliche Effekte, sie erhöhen auch die Resilienz des\r\nGesamtsystems. Eine im Rahmen der AgNes neu entwickelte, allgemeine Netzentgeltsystematik muss\r\nSpeichern bei systemdienlicher Fahrweise weiterhin die Möglichkeit der Reduzierung von Netzentgelten\r\nauf null ermöglichen.\r\n3.9 Baukostenzuschuss – Investitionshindernis und Ungleichbehandlung\r\nWährend Verbraucher einen Baukostenzuschuss (BKZ) zu leisten haben, sind Erzeugungsanlagen bisher\r\ndavon befreit. Stromspeicher werden nach neusten Entscheidungen vom BGH nun als beides, aber\r\ngetrennt betrachtet. Der BKZ als Netzausbauentgelt wird damit leider zum Investitionshindernis für viele\r\nStromspeicher, die im Kontext von Windenergieanlagen geplant werden. Um insbesondere die\r\nMarktintegration von Erneuerbaren nicht zu gefährden, braucht es Erleichterungen beim BKZ für\r\nverschiedene Rollen der Stromspeicher.\r\nDer BGH hat in seiner Entscheidung zum BKZ (EnVR 1/24) die Möglichkeit eröffnet, dass bei\r\nentsprechender Fahrweise eine Reduzierung des BKZ auf null möglich ist. Diese Möglichkeit muss real\r\nnutzbar sein.\r\nDie Verbände fordern deshalb die Bundesnetzagentur auf, jetzt schnell Verantwortung zu übernehmen\r\nund gemeinsam mit allen Beteiligten eine rechtssichere und praktikable Lösung zu erarbeiten.\r\nZudem fordern wir eine gesetzliche Festschreibung der Reduktionsmöglichkeit des BKZ bei Abschluss\r\neiner flexiblen Netzanschlussvereinbarung nach § 17 Abs. 2b EnWG oder § 8a EEG. Dies ist insbesondere\r\ngeboten bei Anwendungsfällen, in denen der Bedarf an zusätzlicher Netzanschlusskapazität durch\r\nÜberbauung reduziert wird oder Leitplanken zur Fahrweise der Anlage festgelegt werden.\r\nVerlangt der Netzbetreiber einen BKZ, sollte dieser in der Pflicht stehen, den notwendigen Ausbau, der\r\ndurch den Anschluss der Anlage erforderlich wird und nicht bereits über die Netzanschlusskosten\r\ngetragen wird, nachzuweisen. Dies ist auch im Sinne eines kosteneffizienten Stromsystems.\r\n3.10 Stromsteuer\r\nUm die Nutzung von Windenergie in den Sektoren Wärme und Mobilität noch weiter anzureizen, sind\r\ndie oben beschriebene Netzentgeltreform sowie die weitere Verbreitung von dynamischen\r\nStromtarifen unerlässlich. Solange Netzentgelte noch Fixkosten darstellen, wird eine systemdienliche,\r\nlastvariable Fahrweise wirtschaftlich verhindert. Stattdessen muss gelten: Wind-Wärme-Speicher und\r\nElektrolyseure sollen genau dann günstigen Strom beziehen können, wenn die Einspeisung der\r\nWindparks hoch ist. Vor diesem Hintergrund unterstützen die Verbände das Vorhaben aus dem\r\nKoalitionsvertrag, die Stromsteuer auf den EU-Mindestsatz von 0,05 Cent/kWh zu senken.\r\n10 von 13\r\n3.11 Novellierung der Innovationsausschreibungsverordnung\r\nDie Innovationsausschreibungsverordnung (InnAusV) soll technische Innovationen anreizen und ihnen\r\neine Investitionssicherheit gewährleisten. Im Rahmen der Innovationsausschreibungen sind technische\r\nLösungen für Wind-Energiespeicher-Kombinationen neben den ebenfalls wichtigen\r\nPV-Energiespeicher-Kombinationen noch nicht wettbewerbsfähig.\r\nZur Stärkung der technischen Innovationen und der Flexibilität der Einspeisung von erneuerbarem\r\nStrom müssen auch Wind-Speicher-Kombinationen förderfähig werden. Dafür fordern wir eine\r\ntechnologiespezifische Trennung für PV-Energiespeicher- und Wind-Energiespeicher-Kombinationen\r\nmit jeweils angepassten Höchstwerten. Die Folgen wären ein stabileres Gesamtsystem, eine Senkung\r\nder volkswirtschaftlichen Kosten und eine Reduktion der Redispatch-Maßnahmen. Um den\r\ngrößtmöglichen Nutzen für das Gesamtsystem darzustellen, muss zudem im Zuge der Einführung der\r\nAbgrenzungsoption nach § 19 Abs. 3 EEG der Bezug von Netzstrom auch in der InnAusV ermöglicht\r\nwerden. Dafür müssen die entsprechenden Abschnitte in § 2 Abs. 1b, § 13 Abs. 4 und 5 InnAusV\r\ngeändert werden.\r\n3.12 Festlegung zur Abgrenzungsoption\r\nWir begrüßen ausdrücklich die im Zuge der vergangenen Legislaturperiode in § 19 EEG eingefügte\r\nAbgrenzungsoption. Bisher bremste das Ausschließlichkeitsprinzip den Hochlauf von Energiespeichern\r\nin Co-Location an Windenergieanlagen deutlich aus. Die Umsetzung muss nun schnell erfolgen und die\r\nBundesnetzagentur muss schnellstmöglich die Festlegung zum Messkonzept liefern. Nur so kann der\r\nAnlagenbetrieb in Co-Location vollständig flexibel erfolgen. Eine Multimarktoptimierung von\r\nStromspeichern ermöglicht die schnellere Integration von Grünstrom und trägt zum Hochlauf von\r\nFlexibilität an Windenergieanlagen sowie preisgünstigerem Strom bei. Nur mit einem passenden Ansatz\r\nfür das Messkonzept, kann garantiert werden, dass der Wille des Gesetzgebers tatsächlich auch in die\r\nTat umgesetzt wird. Ganz nach dem Motto: So viel Aufwand wie nötig, so wenig Aufwand wie möglich.\r\n11 von 13\r\n4 Bürokratieabbau und Schnelligkeit\r\n4.1 Genehmigungsbehörden müssen Projekt-Ermöglicher werden\r\nIm Bauplanungsrecht wird durch bundesländerverschiedene Auslegungen des § 35 Abs. 1 Nr. 3 BauGB\r\nleider eine Privilegierung zum Bauen im Außenbereich für Stromspeicher immer häufiger verhindert.\r\nZur Klärung dieser Rechtsunsicherheit, die sich insbesondere bei Investoren äußert, muss eine\r\neindeutige Außenbereichsprivilegierung für Stromspeicher in § 35 Abs. 1 BauGB verankert werden,\r\num die Flächensicherung zu erleichtern und Stromspeicher entsprechend der Bedeutung fürs\r\nGesamtsystem zu priorisieren. Dies schafft auch für räumlich gebündelte Anlagenkombinationen aus\r\nWindenergie und Stromspeichern rechtliche Klarheit an dieser Stelle.\r\nKonkret: Der § 35 Abs. 1 BauGB sollte daher um eine neue Nr. 10 ergänzt werden:\r\n„(1) Im Außenbereich ist ein Vorhaben nur zulässig, wenn öffentliche Belange nicht\r\nentgegenstehen, die ausreichende Erschließung gesichert ist und wenn es […] 10. der\r\nEnergiespeicherung durch eine Energiespeicheranlage nach § 3 Nummer 15d EnWG oder\r\neine Wärmespeicheranlage nach § 3 Absatz 1 Nummer 21 Wärmeplanungsgesetz (WPG)\r\ndient, […]“\r\n4.2 Brand- und Wasserschutz\r\nFür Vorgaben im Brand- und Wasserschutz braucht es dringend einen stärkeren Einbezug der\r\nBranchenexpertise, um den Stand der Technik adäquat zu berücksichtigen. Lokale\r\nEntscheidungsträger*innen in den Verwaltungen und Behörden sind hier oft überfordert,\r\nAnforderungen zu entwickeln, die praxistauglich und tatsächlich im Sinne der Schutzzielerreichung sind,\r\nohne dabei die Projektumsetzung unnötig auszubremsen.\r\n4.3 Grundbucheinsicht\r\nDie für Solar- und Windenergieanlagen geltenden Regeln zur vereinfachten Grundbucheinsicht sollten\r\nauch für Energiespeicheranlagen und dazugehörige Nebenanlagen gelten, um rechtssichere und\r\neffiziente Planungsprozesse zu ermöglichen. Hierfür ist eine Anpassung des § 43a Grundbuchordnung\r\nnötig. Diese kann ohne Bundestagsbeschluss als Verordnung mit Zustimmung des Bundesrates\r\nbeschlossen werden.\r\n4.4 Überragendes öffentliches Interesse, Abwägungsvorrang und\r\nNetzanschlussvorrang\r\nGemäß § 8 Abs. 1 EEG müssen Netzbetreiber EE-Erzeugungsanlagen „unverzüglich vorrangig“\r\nanschließen. Bei Energiespeichern wiederum kann nach drei verschiedenen Regularien angeschlossen\r\nwerden: Nach § 8 EEG („Grünstromspeicher“), nach §§ 3,4 KraftNAV oder nach § 17 EnWG.\r\n12 von 13\r\nInsbesondere die Anschlüsse nach EnWG und KraftNAV stellen in der Praxis eine Herausforderung dar,\r\nda Energiespeicher hierbei mit verschiedenen anderen Netzanschlusspetenten in Konkurrenz stehen.\r\nDas überragende öffentliche Interesse in § 11c EnWG stellt Energiespeicher zumindest mit Anlagen nach\r\nEEG gleich, doch bisher fehlt der Abwägungsvorrang in den Verfahren nach EnWG und KraftNAV. Dieser\r\nsoll nach aktueller EnWG-Novelle kommen und wird dringend erwartet. Wir begrüßen die Angleichung.\r\nDenn damit wird der Bedeutung und Notwendigkeit der Energiespeicher für ein Stromsystem der\r\nZukunft Ausdruck verliehen.\r\nZur konkreten Ausgestaltung des überragenden öffentlichen Interesses sollte der in § 17 Abs. 2a EnWG\r\ngeregelte Netzanschlussvorrang zumindest gegenüber anderen Netzanschlusspetenten nach\r\n§ 17 EnWG geregelt werden. Die derzeitige Trennung einer Anlage in zwei Netzanschlussverfahren\r\n(KraftNAV und § 17 EnWG) führt zu einer Doppelbelastung im Netzanschlussverfahren. Um dies zu\r\nbeseitigen, müssen Energiespeicher, die als Erzeugungsanlage nach KraftNAV privilegiert sind, auch\r\nanderen Verbrauchern ggü. privilegiert werden, um ihren Anspruch als einheitliche Anlage zu\r\nverdeutlichen und im Rahmen des Netzanschlussverfahrens auch sicher eine Berücksichtigung der\r\nVerbrauchsseite stattfindet.\r\nFür jegliche Co-Location-Konstellation ergeben sich somit drei Netzanschlussverfahren mit\r\nunterschiedlichen Anforderungen und Fristen, die zu weiterer Bürokratie führen und den Hochlauf\r\nausbremsen. Um hier Abhilfe zu schaffen, braucht es eine Umsetzung dieser Netzanschlussrangfolge.\r\n\r\n13 von 13\r\nImpressum\r\nBundesverband WindEnergie e.V. BVES Bundesverband Energiespeicher Systeme e.V.\r\nEUREF-Campus 16 Oranienburger Str. 15\r\n10829 Berlin 10178 Berlin\r\n030 21234121 0 030 54610630\r\ninfo@wind-energie.de info@bves.de\r\nwww.wind-energie.de www.bves.de\r\nV.i.S.d.P. Wolfram Axthelm\r\nHaftungsausschluss\r\nDie in diesem Papier enthaltenen Angaben und Informationen sind nach bestem Wissen erhoben, geprüft und\r\nzusammengestellt. Eine Haftung für unvollständige oder unrichtige Angaben, Informationen und Empfehlungen\r\nist ausgeschlossen, sofern diese nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich verbreitet wurden.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e. V. ist als registrierter Interessenvertreter im Transparenzregister der\r\nEuropäischen Union unter der Registernummer REG 554370792670-41 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nDer Bundesverband WindEnergie e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002154 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BWE finden Sie hier.\r\nDer Bundesverband Energiespeicher Systeme e.V. ist als registrierter Interessenvertreter im Lobbyregister\r\ndes Deutschen Bundestages unter der Registernummer R002833 eingetragen.\r\nDen Eintrag des BVES finden Sie hier.\r\nAnsprechpersonen\r\nBeatrice Schulz | Geschäftsleitung Technologien/Märkte (BVES) | b.schulz@bves.de\r\nJanna Hilger | Fachreferentin Planung/Genehmigung/Länderkoordination (BWE) | j.hilger@wind-energie.de\r\nAutor*innen in alphabethischer Reihenfolge\r\nLennart Freese | Referent Recht (BVES)\r\nKristina Hermann | Abteilungsleiterin Facharbeit (BWE)\r\nJanna Hilger | Fachreferentin Planung/Genehmigung/Länderkoordination (BWE)\r\nGerrit Lühring | Leiter Systeminfrastruktur/Großspeicher, Abteilung Technologien/Märkte (BVES)\r\nBeatrice Schulz | Geschäftsleitung Technologien/Märkte (BVES)\r\nTristan Stengel | Fachreferent Netze (BWE)\r\nDatum\r\n10. 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Dies ist nicht nur aus ökologischen,\r\nsondern auch aus ökonomischen Gesichtspunkten, insbesondere im Hinblick auf Kostensenkung und\r\nEffizienz, notwendig.\r\nSpeichertechnologien spielen eine zentrale Rolle bei der Integration erneuerbarer Energien vor Ort und\r\ntragen entscheidend dazu bei, eine langfristige Marktgrundlage für erneuerbare Energien zu sichern.\r\nDer Ausbau von Speicherkapazität und Speicherleistung ist der Schlüssel für ein stabiles,\r\nkosteneffizientes, intelligentes und resilientes Energiesystem. Speicherbedarf besteht auf allen Ebenen\r\ndes Energiesystems – sei es auf der Erzeugungsseite in Form von Co-Location an PV- und Windparks, im\r\nund für das Netz, beim Prosumer vor Ort in Industrie und Gewerbe sowie in Gebäude und Quartier.\r\nUm diesen vielfältigen Bedarf zu decken und einen marktbasierten Hochlauf von Speichern für Strom,\r\nWärme und Mobilität zu garantieren, sind keine weiteren Förderungen oder Subventionen erforderlich,\r\nvielmehr müssen bürokratische Hürden und regulatorische Hemmnisse abgebaut werden. Nur so können\r\ndie Vorteile lokal und für das gesamte Energiesystem umfänglich genutzt werden.\r\nEine Unterstützung der Länder in den nachfolgenden Punkten ist hierbei unabdingbar:\r\n1. Genehmigungshürden abbauen, Kommunen entlasten\r\n2. Verbesserung der Netzanschlusssituation\r\n3. Standortvorteile ausbauen und lokale Wertschöpfung steigern\r\nZu 1: Genehmigungshürden abbauen, Kommunen entlasten\r\nUm den Hochlauf von Speicher nicht auszubremsen, empfehlen wir, die Privilegierung von Speichern im\r\nAußenbereich explizit festzuhalten. Eine Aufforderung der Länder an die Bundesregierung, eine\r\nbundesweit einheitliche Regelung im Baugesetzbuch zu schaffen, um einen Flickenteppich der\r\nGesetzgebung zu verhindern, wäre in diesem Zusammenhang eine entscheidende Unterstützung. Die\r\nAnsiedlung eines Speichers sollte kein unberechenbares Genehmigungsroulette mit lokalen Behörden\r\nsein, welches aufgrund von Rechtsunsicherheiten hinsichtlich der Anwendbarkeit des § 35 BauGB\r\nüberhaupt erst entsteht. Eine klare Festlegung zur Privilegierung würde den Speicherhochlauf\r\nbeschleunigen und gleichzeitig die Kommunen von langwierigen Prüfungsverfahren mit\r\nAufstellungsbeschlüssen entlasten.\r\nÄhnliche Unsicherheiten und Ausbremsungen in Genehmigungsverfahren existieren auch bei Speichern\r\nder Ladeinfrastruktur. Zwar ist die Ladeinfrastruktur selbst in der Regel genehmigungsfrei, jedoch sind\r\nNebenanlagen wie Dächer und Transformatorenstationen je nach Bundesland häufig nicht von der\r\nGenehmigungspflicht befreit. Auch im Zusammenhang mit Wärmenetzen und Großwärmespeichern\r\nexistiert oftmals (noch) keine routinierte Genehmigungspraxis. Gerade Großprojekte wie Pumpspeicher\r\nstellen lokale Behörden oftmals vor große Herausforderungen. Die Möglichkeit, hierbei externe\r\nProjektmanager einsetzen zu können, würden wir hier sehr begrüßen. Für Speicher im Gebäude stellt die\r\nBVES e.V. | Thesenpapier zur Energieministerkonferenz: Flexibilitäten und Wertschöpfung durch Energiespeicher stärken\r\n3\r\nzunehmend flächendeckende Umsetzung der Musterverordnung über den Bau von Betriebsräumen für\r\nelektrische Anlagen eine Herausforderung dar. Die darin enthaltenen Aufstellvorgaben entsprechen nicht\r\nden sicherheitsrelevanten Anforderungen von Energiespeichern gemäß den aktuellen Normen und\r\ntechnischen Standards.\r\nWir empfehlen die Durchführung von „runden Tisch“-Formaten zum Erfahrungsaustausch sowohl\r\ninnerhalb als auch zwischen den Ländern sowie eine Prüfung der Landesbauordnungen. Eine\r\nAufforderung der Länder an die Bundesregierung, die genehmigungsrechtlichen Vorgaben im Hinblick\r\nauf das überragende öffentliche Interesse zu überprüfen, wäre ebenfalls ein hilfreicher Schritt. Dieses\r\nThema ist fachübergreifend von Bedeutung und erfordert daher eine enge Zusammenarbeit zwischen\r\nden Ministerien für Energie und Bau.\r\nZu 2: Verbesserung der Netzanschlusssituation\r\nDerzeit besteht erhebliche Unsicherheit im Netzanschlussprozess für Speicheranlagen. Der\r\nBundesgerichtshof hat jüngst bestätigt, dass größere Speicheranlagen über 100 MW auch nach KraftNAV\r\nangeschlossen werden können. Dieses Verfahren ist zwar nicht perfekt, bietet aber dennoch einen\r\ngewissen Grad an Rechtssicherheit und macht Vorhaben folglich investitionstauglich. Eine Abschaffung\r\nder KraftNAV zum jetzigen Zeitpunkt würde zu erheblichen Rechtsunsicherheiten führen.\r\nDie Unterstützung der Länder bei der Neuregelung des Netzanschlussprozesses für\r\nEnergiespeicheranlagen unter Einbeziehung der relevanten Branchenakteure ist daher von\r\nentscheidender Bedeutung. Die KraftNAV als Anschlussverfahren auch für Speicher darf nicht\r\nalternativlos abgeschafft werden.\r\nWas wir dringend benötigen, sind verlässliche Regeln für den Netzanschluss, welche lokale\r\nNetzsituationen berücksichtigen und flexibel darauf reagieren können. Es ist notwendig, ein geordnetes,\r\ntransparentes und faires Verfahren für alle Beteiligten zu schaffen. Hierzu verweisen wir ausdrücklich auf\r\ndas vorgesehene Reservierungsverfahren, das durch klar definierte Meilensteine den Projekten\r\nPlanungssicherheit bietet und gleichzeitig den Netzausbau effizienter steuert. Ein neues Verfahren sollte\r\njedenfalls nicht darauf abzielen, die Netzanschlussfrage im Zuge der Genehmigungsverfahren allein auf\r\ndie Kommunen zu verlagern.\r\nZudem müssen die beim Netzanschlussgipfel im vergangenen Jahr vereinbarten Maßnahmen\r\nkonsequent umgesetzt werden. Hierzu zählen insbesondere klare Reservierungsmechanismen mit\r\nverbindlichen Meilensteinverfahren, einheitliche und universelle Fristen – sowohl für Rückmeldungen als\r\nauch für Entscheidungen – eine unverbindliche Netzanschlussauskunft sowie digitalisierte und\r\nvereinheitlichte Anschlussverfahren.\r\nDie Unterstützung der Länder, damit die vorgeschlagenen rechtlichen Anpassungen im EnWG und EEG\r\nnoch im Rahmen der laufenden Novelle berücksichtigt werden, ist in diesem Zusammenhang besonders\r\nwichtig. Diese Regelungen bilden die Grundlage für mehr Transparenz, Planbarkeit und\r\nInvestitionssicherheit beim Ausbau der Ladeinfrastruktur, der erneuerbaren Energien und\r\nsystemrelevanter Anlagen wie Energiespeichern.\r\nBVES e.V. | Thesenpapier zur Energieministerkonferenz: Flexibilitäten und Wertschöpfung durch Energiespeicher stärken\r\n4\r\nZu 3: Standortvorteile ausbauen und lokale Wertschöpfung steigern\r\nDie Ansiedlung von Energiespeichern schafft lokale Standortvorteile, die gezielt genutzt werden sollten.\r\nÜber die Gewerbesteuerzerlegung profitieren Kommunen von zusätzlichen\r\nGewerbesteuermehreinnahmen, insbesondere bei Großprojekten am Netz. Dies stärkt vor allem ländliche\r\nRegionen und fördert die wirtschaftliche Entwicklung vor Ort.\r\nDarüber hinaus entstehen regionale Vorteile für Industrie- und Gewerbebetriebe, die Ladeinfrastruktur\r\nsowie für Haushaltskunden. Durch den Einsatz von Speichern und Eigenerzeugung können Unternehmen\r\nihre Energiekosten dauerhaft signifikant senken. So können beispielsweise kleine- und mittelständische\r\nUnternehmen ihren selbst erzeugten Strom für betriebliche Anwendungen und zum Laden ihre\r\nFahrzeugflotte nutzen. Zusätzlich können Unternehmen Speicher nutzen, um Kosten für den\r\nEnergiebezug aus dem Netz zu optimieren. Eine Unterstützung der Länder, im Rahmen der neuen\r\nNetzentgeltsystematik diese Anreize zu stärken, würden wir sehr begrüßen. Auch die Förderung von\r\nKonzepten zur Beteiligung aktiver lokaler Kunden und durch Energiegemeinschaften würde dazu\r\nbeitragen, den Mehrwert für die lokale Wirtschaft und Gemeinschaften besser zur Geltung zu bringen.\r\nMit dem Hochlauf der erneuerbaren Energien geraten bestehende Geschäftsmodelle durch sinkende\r\nMarktpreise zunehmend unter Druck. Speicherlösungen eröffnen hier die Möglichkeit, den Marktwert von\r\nWind- und Photovoltaikanlagen zu stabilisieren und neue Vermarktungsoptionen zu erschließen. Um dies\r\nzu ermöglichen, sind jedoch beschleunigte Genehmigungsverfahren, ein erleichterter Zugang zu\r\nNetzanschlüssen sowie eine verbesserte Ausstattung der lokalen Behörden mit Fachkompetenz\r\nerforderlich. Die Unterstützung der Energieminister ist hierbei unabdingbar.\r\nDie Weiterentwicklung von Energiespeichertechnologien bietet zudem eine bedeutende Chance für\r\nDeutschland, seine Spitzenposition als Wirtschafts- und Technologiestandort weiter auszubauen. Die\r\nFörderung von Spitzenforschung sowie die Unterstützung bei der Qualifizierung und Rekrutierung von\r\nFachkräften sollten in diesem Zusammenhang verstärkt in den Fokus rücken. Dies stärkt nicht nur die\r\ninternationale Wettbewerbsfähigkeit, sondern auch die Resilienz des gesamten Systems.\r\nDarüber hinaus erfordert die Transformation des Energiesystems eine integrierte Energieplanung, die die\r\nBedarfe von Strom, Wärme und Mobilität gleichermaßen berücksichtigt. Die Bundesländer sollten eigene\r\nStrategien entwickeln, um den Hochlauf von Speichern zu beschleunigen. Einige Bundesländer haben\r\nbereits entsprechende Strategien veröffentlicht. Dabei gilt es, alle Technologien und Anwendungsfelder\r\neinzubeziehen, damit etwa Konzepte zur Nutzung von erneuerbarem Überschussstrom für die Beladung\r\nvon Wärmespeichern und den Betrieb von Wärmenetzen nicht aus dem Blick geraten.\r\nDie Transformation des deutschen Energiesystems ist eine gemeinsame Aufgabe, bei der alle Akteure;\r\nvon Bund und Ländern bis hin zu Kommunen und Unternehmen; an einem Strang ziehen müssen. Der\r\nAustausch und die enge Zusammenarbeit zwischen allen Beteiligen ist entscheidend, um ein zukünftig\r\nsicheres, kosteneffizientes und nachhaltiges Energiesystem zu gestalten.\r\nBVES e.V. | Thesenpapier zur Energieministerkonferenz: Flexibilitäten und Wertschöpfung durch Energiespeicher stärken\r\n5\r\nBerlin, 20.08.2025\r\nBVES - Bundesverband Energiespeicher Systeme e.V.\r\nOranienburgerstraße 15\r\n10178 Berlin\r\nE-Mail: info@bves.de\r\nTel. +49 30 54610 630"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-09-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020818","regulatoryProjectTitle":"Passgenaue Netzanschlussverfahren für Energiespeicher","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6c/58/643679/Stellungnahme-Gutachten-SG2511200016.pdf","pdfPageCount":24,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Legislaturperiode mit dem\r\nLeitbild „Endspurt 2030“.\r\nDie Agenda setzt die Leitplanken für den weiteren Weg hin zu einem klimaneutralen Energiesystem mit dem Schlüsselelement Energiespeicher für die\r\nBereiche Haushalt und Gebäude, Industrie und Gewerbe bis hin zur Systeminfrastruktur.\r\n1 Einleitung: Auf dem Weg zu einem zukunftsfähigen Energiesystem mit Energiespeichern\r\n4 Fokus: Haushalt und Gebäude\r\nStatus Quo in den Bereichen Strom, Wärme\r\nund Mobilität\r\n8 Fokus: Industrie und Gewerbe\r\nStatus Quo in den Bereichen Strom, Wärme\r\nund Mobilität\r\n12 Fokus: Systeminfrastruktur\r\nMarktentwicklung in den Bereichen Strom,\r\nWärme und Mobilität\r\n18 Fazit: Endspurt 2030\r\nOhne Flexillienz kein Fortschritt\r\nDer Anteil erneuerbarer Energien an der Erzeugung im Stromsektor lag im Jahr\r\n2024 bei fast 60 Prozent. Schon heute sind sie die führende Erzeugungsart\r\nund bedienen zunehmend auch den Wärme- und Mobilitätssektor. Dieser Systemführerschaft muss jetzt Rechnung getragen werden. Der nächste Schritt\r\nder Energiewende ist es, die nötige Flexibilität zu ergänzen und Versorgung mit\r\nErneuerbaren rund um die Uhr zu ermöglichen. Die Energiespeicherbranche\r\nsteht bereit, diesen Schritt maßgeblich zu unterstützen. Bereits heute bietet\r\nDeutschland durchaus attraktive Bedingungen für Energiespeicher in einzelnen Marktsegmenten. Um den notwendigen weiteren Hochlauf von Flexibilität\r\ndurch Energiespeicher sicherzustellen, braucht es keine Förderung oder Subventionen, es braucht vielmehr Bürokratieabbau und die Beseitigung regulatorischer Hemmnisse im teils veralteten Energierecht. Politisch braucht es vor\r\nallem Geschwindigkeit und beherztes Handeln: Die erneuerbaren Erzeugungskapazitäten wachsen immer schneller an, bis auf deutlich über 500 Gigawatt\r\nim Jahr 2040. Entsprechend wachsen die Flexibilitätsbedarfe im Energiesystem. Weiteres Zögern, das regulatorisch Notwendige zu tun, führt zu steigenden Ineffizienzen und weiter steigenden Kosten. Indikator sind hier die bereits\r\n450 Stunden mit negativen Preisen im Jahr 2024 sowie die hohen Kosten für\r\nden Redispatch in Milliardenhöhe – Tendenz steigend.\r\nIm Zuge dieser Entwicklungen ist der Ausgleich volatiler Erzeugung durch\r\nEnergiespeicher die zentrale Herausforderung. Der schnelle Ausbau von Speicherkapazität und Speicherleistung ist der Schlüssel für ein stabiles, kosteneffizientes, intelligentes und resilientes Energiesystem.\r\nSpeicherbedarfe existieren auf allen Ebenen des Energiesystems – auf der\r\nSeite der Erzeugung an PV- und Windparks in Co-Location, im und für das\r\nAUF DEM WEG ZU\r\nEINEM ZUKUNFTSFÄHIGEN\r\nENERGIESYSTEM\r\nMIT ENERGIESPEICHERN –\r\nWO STEHEN WIR HEUTE\r\nUND WIE GEHT ES WEITER?\r\nENDSPURT 2030 – DIE SPEICHERAGENDA FÜR DIE 21. LEGISLATURPERIODE 1\r\nNetz, beim Prosumer vor Ort in Industrie und Gewerbe\r\nsowie im Gebäude und Quartier. Um alle diese Bedarfe\r\nzu decken und einen marktlich basierten Hochlauf von\r\nSpeichern für Strom, Wärme und Mobilität zu garantieren,\r\nmuss das Energiesystem zusammengedacht werden –\r\nvon der Erzeugung, über Transport und Speicherung bis\r\nhin zum Verbrauch über alle Sektoren hinweg. Neben echter Technologieoffenheit braucht es eine Marktgrundlage,\r\ndie einem erneuerbaren Energiesystem gerecht wird und\r\nFlexibilität in den Fokus setzt.\r\nBis 2035 soll der Stromsektor in Deutschland zu 100 %\r\nklimaneutral sein. Für den Wärme- und Mobilitätssektor\r\nwurde das gleiche Ziel bis 2045 gesteckt. Spätestens im\r\nJahr 2030 müssen deshalb die rechtlichen und marktlichen Leitplanken für ein vollständig erneuerbares Energiesystem gesetzt sein.\r\nDer BVES hat im Jahr 2019 mit den Wilsdruffer Thesen\r\nfür das Energiesystem 2030 zehn solcher Leitplanken\r\nentwickelt und als Strategiepapier verabschiedet. Erste\r\nVerbesserungen der Rahmenbedingungen und eine Verschiebung der öffentlichen Diskussion sind bereits zu\r\nerkennen. Das vermehrte Erkennen der „Probleme“ in\r\neinem zunehmend erneuerbaren Energiesystem darf jedoch nicht dazu führen, dass es eine Rolle rückwärts gibt\r\nund eine Rückkehr in eine energiepolitische Landschaft\r\ndes 20. Jahrhunderts. Die Lösungen von Gestern helfen\r\nin der Mitte des 21. Jahrhunderts nicht weiter. Stattdessen gilt es anzuerkennen, dass der Ausbau erneuerbarer Energien die Grundlage für ein kosteneffizientes und\r\nvolkswirtschaftlich positives Energiesystem darstellt und\r\nes im nächsten Schritt die Flexibilität anzupacken gilt –\r\nganz im Sinne eines resilienten, intelligenten und klimaneutralen Energiesystems.\r\nIn der 20. Legislaturperiode wurden im Bundestag, teils\r\nauch in einem breiten Konsens, notwendige Entwicklungen angestoßen, um das Energierecht als Grundlage für\r\ndas Gelingen der Energiewende, auf Flexibilität anzupassen. Von einer Speicherdefinition hin zur Veröffentlichung\r\neiner (Strom-)Speicherstrategie des BMWK und grundlegenden Diskussionen zum Marktdesign sind viele Prozesse bereits begonnen worden. Die Stromspeicherstrategie\r\ndes BMWK hat zahlreiche der bestehenden Hemmnisse\r\nzielgenau adressiert. Mit dem Solarpaket 2024 wurden\r\nschon einige dieser Hemmnisse aufgelöst bzw. die Auflösung auf den Weg gebracht. Dies gilt etwa für die Umgestaltung des Ausschließlichkeitsprinzips für Energiespeicheranlagen. Zudem wurden Energiespeicheranlagen in\r\n§11c EnWG als Anlagen im überragenden öffentlichen Interesse eingeordnet. Auch in den vorliegenden und sogar\r\nteilweise noch beschlossenen Entwürfen zum EnWG und\r\nEEG (2025) sind viele Anreize für mehr Flexibilität im System zu erkennen, insbesondere für Energiespeicheranlagen an der Erzeugung, um erneuerbare Erzeugung auch in\r\nZeiten negativer Strompreise marktfähig zu machen. Darüber hinaus adressierte die Stromspeicherstrategie zentrale Hemmnisse bei Bau- und Genehmigung sowie bei\r\nder Vermarktung von (System-) Dienstleistungen. Parallel\r\nist eine Wärmespeicherstrategie des BMWK in Arbeit.\r\nNach den bereits gegangenen Schritten gilt es nun, diesen\r\nWeg weiter zu verfolgen und die angestoßenen Vorgänge\r\nin der 21. Legislaturperiode in die Umsetzung zu bringen.\r\n2 BVES e.V.\r\nThesen von Wilsdruff (BVES, 2019) Einschätzung aktueller Stand\r\n1. EEG: Das EEG ist 2030 nicht mehr die wesentliche rechtliche Grundlage\r\nfür das Energiesystem.\r\n2. CO2\r\n-Preis: Es gelten verursachergerechte CO2\r\n-Preise in allen Sektoren.\r\n3. Speicher sind die 4. Säule im System neben Erzeugung, Transport\r\nund Verbrauch.\r\n4. Durchlässige Sektoren: Zwischen den Sektoren Strom, Wärme und Mobilität existieren keine Grenzen mehr: Vom Stromsystem zum Energiesystem.\r\n5. NOVA – Netzoptimierung vor Ausbau: Wettbewerb & Transparenz\r\nbestimmen den Netzausbau, Kosten werden durch alternative Flexibilitäten wie z. B. Speicher optimiert.\r\n6. Die energierechtlichen Regularien enden am Netz-Übergabepunkt:\r\nDer Bürger (Prosumer/Industrie) entscheidet ob und wie er seine eigene\r\nEnergie- und Wärmeversorgung dimensioniert und betreibt.\r\n7. Zeitlich variable Preise für Leistung und Energie: Die Leistung ist ein\r\nwesentliches Element der Preisgestaltung für den Endverbraucher.\r\n8. Systemdienstleistung im Markt: Alle Systemdienstleistungen und\r\nsystemdienlichen Leistungen sind transparent bepreist und werden\r\ngehandelt.\r\n9. Energie, Leistung und Systemdienstleistungen werden auch regional\r\nund lokal dynamisch und automatisiert gehandelt.\r\n10. Bürger schließen sich temporär und unkompliziert zu lokalen\r\nEnergiegemeinschaften zusammen und handeln Energie frei und\r\nflexibel untereinander.\r\nLEITLINIEN DES BVES FÜR DAS ENERGIESYSTEM 2030 IN DEUTSCHLAND\r\nVerabschiedet bei der BVES-Vorstandsklausurtagung in Wilsdruff im Januar 2019.\r\nENDSPURT 2030 – DIE SPEICHERAGENDA FÜR DIE 21. LEGISLATURPERIODE 3\r\nFOKUS:\r\nHAUSHALT UND GEBÄUDE\r\nSTATUS QUO IN DEN\r\nBEREICHEN STROM,\r\nWÄRME UND MOBILITÄT\r\n1\r\n2\r\n5 3 4\r\n1 Erdkollektoren\r\n2 Wärmepumpe\r\n3 Speicher-Wassererwärmer\r\n4 Heizwasser-Pufferspeicher\r\n5 Batteriespeicher\r\n4 BVES e.V.\r\nInsbesondere energetische Komplettlösungen für\r\nStrom, Wärme und Mobilität sind nachgefragt. Der\r\nHauptanteil entfällt weiterhin auf das Neubausegment und insbesondere Einfamilienhäuser. Zunehmend kommen Mehrfamilienhäuser und Gewerbeimmobilien sowie insgesamt auch Bestandsgebäude\r\nals Einsatzfeld von Energiespeicheranlagen im Bereich Strom und Wärme in den Fokus. Haupteinsatzzweck ist die Eigenversorgung mit vor Ort erzeugter\r\nerneuerbarer Energie sowie die Pufferspeicherung\r\nvon Wärme in der Kombination mit einer Wärmepumpe. Der Prosumer investiert mit eigenen Geldern\r\nin seine eigene Versorgung und stellt Überschüsse\r\ndem System zur Verfügung.\r\nZu den derzeit knapp 2 Millionen Batteriespeichersystemen mit insgesamt\r\nrund 16 GWh und 10 GW im Gebäudebereich (über 10 Prozent der Einfamilienhäuser in Deutschland versorgen sich damit weitgehend selbst und entlasten so die öffentliche Versorgung, verringern die Netzbelastung und damit\r\nden Netzausbau) kommen aktuell circa 300.000 weitere Systeme jährlich\r\ndazu. Die zusätzliche aggregierte Nutzung der Speicher als virtuelles Kraftwerk bietet weitere Erlösmöglichkeiten und erschließt diese Kapazitäten für\r\ndas Gesamtsystem.\r\nKnapp zwei Drittel neuer Wohngebäude werden mit einer Wärmepumpe und\r\nin diesem Zuge zunehmend auch mit Wärmespeichern zur Pufferung ausgestattet. Auch im Zusammenhang mit der Versorgung über Wärmenetze\r\nsteigt die Relevanz von Wärmspeichern.\r\nEine besondere Rolle spielt im Gebäudesegment die Integration der E-Mobilität, da viele Nutzer auf das unschlagbar günstige Laden zuhause setzen –\r\nder Heimladeanteil von Elektrofahrzeugen liegt bei (noch) 70 bis 80 Prozent.\r\nVon zunehmendem Interesse werden auch Themen wie Vehicle-to-Home\r\nund bidirektionales Laden.\r\nENDSPURT 2030 – DIE SPEICHERAGENDA FÜR DIE 21. LEGISLATURPERIODE 5\r\nREGULATORISCHE HEMMNISSE IN\r\nDER PRAXIS\r\nWährend die regulatorische Basis rund um das Einfamilienhaus weitgehend konsistent ist, sind die regulatorischen Hemmnisse bei Quartierlösungen, Mehrfamilienhäusern und in Mieteinheiten weiterhin virulent. Es fehlt\r\nan Rahmenbedingungen, die eine gemeinschaftliche\r\nErzeugung, Speicherung und Versorgung mit erneuerbaren Energien umfassend ermöglichen. Quartierspeicher stellen zwar ein passendes Konzept dar, da sie von\r\nmehreren Akteuren gemeinsam genutzt werden können.\r\nAufgrund von anfallenden Netzentgelten sind sie jedoch\r\nkeine umsetzbare Lösung. Gleiches gilt für gemeinsame\r\nNutzungskonzepte, die über einzelne Gebäude hinausgehen und beispielsweise im Rahmen von Energy Sharing\r\nermöglicht werden könnten. Die Umsetzung der entsprechenden EU-Vorgaben ist längst überfällig. Die entsprechenden rechtlichen Rahmenbedingungen fehlen jedoch\r\nweiterhin und Netzentgelte auch im engen lokalen Raum\r\nfür derartige Lösungen verteuern ihren Einsatz bis hin zur\r\nUnwirtschaftlichkeit.\r\nInsgesamt braucht es eine Reform der Netzentgelte und\r\nAnreizregulierung. Leistung sollte hierbei mit in den Fokus rücken, z. B. in Form eines dynamisierten Leistungsentgelts, um besser zur Energierealität der Gegenwart\r\nund Zukunft zu passen. So werden Anreize zur lokalen\r\nOptimierung und Reduktion des Leistungsbezugs geschaffen. Wenn es um den Einsatz von Energie(speicher)\r\nanlagen im Gebäude geht, muss zudem gewährleistet\r\nsein, dass die Anlagen hinter dem Netzanschluss (z. B.\r\nSpeicher, Wärmepumpe, Ladestation) auch von den Kunden selbst steuerbar sind und ihren Bedürfnissen nachkommen können. Weitere Anlagenzugriffe über den §14a\r\nhinaus sind daher nicht hinnehmbar. Dies gilt für Anwendungen im Bereich Strom, Wärme und Mobilität gleichermaßen. Bei Nutzung der Anlage für (System-)Dienstleistungen für das Netz ist über entsprechende Anreize und\r\nVergütungen zu arbeiten.\r\nZudem braucht es die Möglichkeit zur bilanziellen Trennbarkeit von Grün- und Graustrom, auch wenn sie gemeinsam in einer Anlage verwendet werden. So können etwa die\r\nim Gebäude installierten Speicherkapazitäten auch für das\r\nGesamtsystem aktiviert werden. Ein großes Hemmnis –\r\nletztlich für nahezu alle neuen Konzepte – ist der langwierige Smart Meter Rollout, da ein Smart Meter bereits oftmals\r\nals Grundvoraussetzung zur Teilnahme festgeschrieben\r\nist. Es braucht schnell ein Mehr an Intelligenz im System.\r\nFür Stromspeicher im Gebäude >20 kWh, stellt die Musterverordnung über den Bau von elektrischen Betriebsräumen, die einen gesonderten Betriebsraum für diese Speicher vorschreibt, eine deutliche Herausforderung dar.\r\nStatt auf die sicherheitstechnischen Vorgaben und Charakteristika für Speicher einzugehen und eine passende\r\nLösung vorzuschlagen, sorgt sie für große Unsicherheit\r\nim Markt und bremst Investitionen und den für die Energiewende notwendigen Zubau der Anlagen in Gebäuden\r\naus.\r\nDie Vorgaben der europäischen Gebäuderichtlinie stärken Energiespeicher insgesamt, jedoch erlaubt sie beispielsweise bei der Ladeinfrastruktur am Gebäude keine\r\nqualitative Umsetzung, die Ladeleistung priorisiert, sondern zielt rein auf die Anzahl an Ladepunkten ab. Das\r\ngeht an der Praxis deutlich vorbei. Je nach Art und Nutzung des Gebäude, ist es sinnvoller, auf weniger, dafür\r\naber schnellere Ladeinfrastruktur in Kombination mit\r\nSpeichern zu setzen. Ein Abstellen allein auf die Anzahl\r\nder Ladepunkte greift zu kurz. Zu klären ist zudem die\r\nbidirektionale Anbindung von Fahrzeugen in der Praxis.\r\nIm Bereich der Wärmeversorgung besteht bis zur flächendeckenden kommunalen Wärmeplanung gerade in Bestandsgebäuden weiterhin Unsicherheit bezüglich der\r\nFrage, ob vor Ort Wärmepumpen zum Einsatz kommen\r\nwerden oder die Versorgung zentraler über Wärmenetze\r\nerfolgen wird. Bis dahin bleiben notwendige Investitionen\r\nweitestgehend aus. Auch die langwierige Zertifizierung\r\nvon neuen Wärmespeichern ist ein Verzögerungsfaktor.\r\n6 BVES e.V.\r\nKERNFORDERUNGEN FÜR DIE 21. LEGISLATURPERIODE\r\n› Rahmenbedingungen für gemeinsame Nutzungskonzepte bei Quartierslösungen,\r\nMehrfamilienhäusern und für Mieteinheiten setzen. Die bestehenden Konzepte\r\nsind nicht ausreichend. Die vorgeschlagenen Konzepte müssen in der Praxis auch\r\numsetzbar sein und zu den energiewirtschaftlichen Realitäten passen. Zum Beispiel\r\nbraucht es einen passenden Rahmen zum Energy Sharing und darüber hinaus für\r\nweitere Konzepte zur Umsetzung der „gemeinsamen Nutzung von Energie“ nach der\r\neuropäischen Erneuerbare-Energien-Richtlinie und der ElektrizitätsbinnenmarktRichtlinie. Die Rolle des Prosumers ist weiter zu stärken. Auch beim Entwurf zur\r\nUmsetzung vom Energy Sharing in §42c EnWG-E gilt es noch nachzusteuern (siehe\r\nPositionspapier BVES & ODH). Für lokale gemeinschaftliche Nutzungskonzepte\r\nsind Vergünstigungen bei den Entgelten– über die Stromsteuer hinausgehend – zu\r\nforcieren. Insgesamt braucht es auch hier eine anwendungsbezogene Reform der\r\nNetzentgeltsystematik.\r\n› Anlagen behind-the-meter werden für das Gesamtsystem aktiviert – auf überwiegend freiwilliger und marktlicher Basis und insbesondere über entsprechende\r\nAnreize und Vergütungen. Dies muss Leitbild bei der Umsetzung der Roadmap\r\nSystemstabilität sein sowie bei künftigen Diskussionen analog zum §14a EnWG.\r\nEinzelne Behind-the-Meter-Anlagen werden primär vom Kunden gesteuert. Unangekündigte und insbesondere direkte Anlagenzugriffe hinter dem Netzanschluss\r\nmüssen ausgeschlossen sein.\r\n› Der Smart-Meter-Rollout muss dringend vorangehen. Wir können uns keine weiteren\r\n10 Jahre Verzögerung leisten, wenn der Smart Meter Grundvoraussetzung zum\r\nZugang für die neue Energiewelt ist. Die Kosten dürfen nicht allein auf die Anlagenbetreiber abgewälzt werden, insbesondere solange der Leistungsumfang keinen\r\nerheblichen (monetären) Mehrwert bietet.\r\n› Die Möglichkeit zur Grün-/Graustromtrennung für Stromspeicher muss in der Praxis\r\nankommen. Die Pauschaloption nach §19 Absatz 3c EEG-E zum Weg aus dem\r\nAusschließlichkeitsprinzip nach §3 Nummer 1 bzw. die weiteren Optionen nach §19\r\nAbsatz 3a und b EEG sind pragmatische Lösungen, die es zu priorisieren gilt. So\r\nkönnten flexible Tarife genutzt und behind-the-meter Speicher stärker für das Gesamtsystem aktiviert werden.\r\n› Klärung von Aufstellbedingungen für Speichersysteme (z. B. Muster-EltBauVO)\r\nunter Berücksichtigung der Standards und Normen. Der in §1 Abs. 2 Nr. 3 MEltBauV\r\nfestgelegte Schwellenwert für die Einrichtung eines Batterieraums passt nicht\r\nzur Realität. Ein hohes Maß an Sicherheit und Standardisierung ist im Interesse der\r\nBranche. Die Vorgaben müssen jedoch die technischen Standards und Normen\r\nberücksichtigen, damit sie einen tatsächlichen Mehrwert liefern, praxistauglich sind\r\nund nicht unnötig den Markt ausbremsen.\r\n› Es braucht einen qualitativen Ansatz für die Ladeinfrastruktur unter Berücksichtigung\r\nder Art der Gebäude – eine alleinige Priorisierung der Anzahl der Ladepunkte nach\r\nder europäischen Gebäuderichtlinie EPBD verfehlt die Anforderungen der Praxis.\r\nStattdessen ist auch die Ladeleistung zu berücksichtigen. Zugleich gilt es die Rahmenbedingungen für bidirektionales Laden glattzuziehen.\r\n› Stabile Rahmenbedingungen im Wärmebereich: Die kommunale Wärmeplanung nach\r\ndem Wärmeplanungsgesetz ist zügig abschließen, um Klarheit für den Gebäudesektor\r\nzu schaffen. Parallel sind ein stabiles Gebäudeenergiegesetz und ein klarer CO2\r\n-Pfad.\r\nzu forcieren.\r\nENDSPURT 2030 – DIE SPEICHERAGENDA FÜR DIE 21. LEGISLATURPERIODE 7\r\nFOKUS:\r\nINDUSTRIE UND GEWERBE\r\nSTATUS QUO IN DEN\r\nBEREICHEN STROM, WÄRME\r\nUND MOBILITÄT\r\n8 BVES e.V.\r\nImmer mehr Industrieunternehmen werden zu Prosumern, die die Sektoren Strom, Wärme und Mobilität intelligent verbinden. Die Chancen und Potenziale\r\nvon Eigenerzeugung, Elektromobilität und strombasierter Heiz- und Prozesswärme kommen in immer\r\nbreiteren Kreisen zum Bewusstsein. Speicher spielen in diesen Konstellationen eine zentrale Rolle. Sie\r\nsind das Bindeglied zwischen volatiler Eigenerzeugung, unternehmensinternen Bedarfen und flexiblen\r\nTarifen. Dies können Stromspeicher genauso wie\r\nthermische Speicher sein. Nächster großer Schritt\r\nbei der Dekarbonisierung von Industrieprozessen ist\r\ndie Umstellung von fossilen Energieträgern auf Strom\r\nfür die Erzeugung von Prozesswärme. Noch ist hier\r\nkeine Wirtschaftlichkeit vorhanden, allerdings nicht\r\nwegen der Strompreise, sondern wegen der Kosten\r\nfür die Strominfrastruktur, v. a. wegen hoher Netzentgelte. In der Logistikbranche steht die Umstellung\r\nauf elektrische Antriebe für alle Fahrzeugarten bis\r\nzum 40-Tonner an und die Einrichtung bedarfsgerechter Ladeinfrastruktur an den Firmendepots.\r\nFür intelligente Energiesysteme und Sektorenkopplung hinter dem Zähler\r\nsind die bürokratischen Hürden jedoch hoch und verlangsamen den Markthochlauf. Viele Unternehmen zögern mit zukunftsweisenden Investitionen,\r\nweil unklar ist, wie das regulatorische Umfeld künftig aussehen wird. Enormes Potenzial für resiliente und erneuerbar aufgestellte Unternehmen wird\r\ndeshalb nicht genutzt. Es braucht mutige und wegweisende Schritte aus der\r\nPolitik, um den Unternehmen Sicherheit zu geben und Innovationskraft bei der\r\nWeiterentwicklung der Industrie freizusetzen.\r\nENDSPURT 2030 – DIE SPEICHERAGENDA FÜR DIE 21. LEGISLATURPERIODE 9\r\nMARKTENTWICKLUNG IN DEN BEREICHEN\r\nSTROM, WÄRME UND MOBILITÄT\r\nMarkttreiber für Stromspeicher waren in den letzten Jahren die individuellen Netzentgelte für Unternehmen nach\r\n§19 StromNEV. Dies hat sich gewandelt, da die Bundesnetzagentur eine Reform anbahnt, deren Ergebnisse heute nicht ausreichend absehbar sind. Zunehmend sind es\r\ndie Ungewissheit bezüglich künftig zu zahlender Netzentgelte sowie die steigenden und schwankenden Strompreise, die immer mehr Unternehmen dazu bringen, eigene\r\nErzeugungsanlagen zu installieren und diese durch Speichereinsatz optimal zu nutzen. Noch läuft der Roll-Out von\r\nStromspeichern in Industrie- und Gewerbe schleppend. Zur\r\nKomplexität der Integration kommen hohe regulatorische\r\nHürden, die mit zusätzlicher Bürokratie den Markthochlauf\r\nderzeit verhindern. Eine Wachstumsrate von 300% über die\r\nletzten beiden Jahre kündigt jedoch eine Trendwende an.\r\nDie Zukunft gehört den Behind-The-Meter Speichern.\r\nWeiterer Markttreiber von Stromspeichern in Industrie und\r\nGewerbe ist die zunehmende Elektrifizierung von Unternehmensflotten, die Ladeinfrastruktur am Standort benötigen. Speicher erbringen hier die Ladeleistung, ohne den\r\nNetzanschluss zu belasten und erhöhen die Nutzungsquote der selbst erzeugten Energie. Dieser Trend wird sich\r\nrasch fortsetzen – auch und gerade aus Kostengründen.\r\nDie strombasierte Erzeugung von Prozesswärme scheitert\r\nweiterhin an den Infrastrukturkosten des Stromnetzes,\r\nauch wenn es zunehmend Fälle gibt, in denen Projekte oft\r\nmit Unterstützung von Fördergeldern darstellbar werden.\r\nStromnetzentgelte sind pro kWh weiterhin um ein Vielfaches teurer als Gasnetzentgelte. Die begonnene Reform\r\nder Bundesnetzagentur im Bereich individueller Industrienetzentgelte sowie flexibler bzw. dynamischer Netzentgelte sind geeignet, Opportunitätsfenster zu öffnen, um\r\nSektorenkopplung Strom-Wärme endlich wirtschaftlich zu\r\nmachen. Ein steigender und immer stärker schwankender Gas- und CO2\r\n-Preis zahlen auf Elektrifizierungsmaßnahmen in der Industrie ein. Dieser notwendige Bestandteil der Energiewende nimmt damit langsam aber doch entschieden an Fahrt auf.\r\nREGULATORISCHE HEMMNISSE IN\r\nDER PRAXIS\r\nDie Unsicherheit bezüglich der geplanten Reformen der\r\nBundesnetzagentur zur Neuordnung der individuellen\r\nIndustrienetzentgelte hat viele Projekte zum Erliegen gebracht. Denn noch ist unklar, wie es für neue Stromlieferverträge ab 2026 weitergeht und damit auch, wie sich\r\nInvestitionen rentieren können. Hier braucht es Planungssicherheit und rasche, progressive Festlegungen. Erste\r\nHinweise auf die Gestaltung der Reform lassen jedoch\r\nauf neue Geschäftsfelder für Stromspeicher hinter dem\r\nZähler hoffen. Größere Freiheiten hinter dem Zähler für\r\nUnternehmen sind der Schlüssel, um Innovationskraft bei\r\nder Energieversorgung frei zu setzen und unkomplizierte\r\nOptimierungen am Unternehmensstandort mit Eigenerzeugung, Eigenverbrauch für Strom und Wärme sowie\r\nLadeinfrastruktur sowie parallel eine Optimierung über\r\nflexible Tarife zu ermöglichen.\r\nFreiheiten müssen auch bei der Vermarktung von Speichern in Industrie und Gewerbe geschaffen werden.\r\nSpeicher müssen unkompliziert auf dem Strommarkt\r\nagieren können. Damit werden Vorteile für Unternehmen genauso geschaffen, wie für das Energiesystem. Es\r\ngilt, das Ausschließlichkeitsprinzip aufzuheben und eine\r\nBefreiung von Netzentgelten, wie sie bei Stand-Alone\r\nSpeichern nach §118 Abs. 6 EnWG gesetzlich zugesichert sind, auch für Anlagen, die im Unternehmen Dienstleistungen erbringen.\r\nDie bedarfsgerechte Installation von Ladeinfrastruktur\r\nim Bereich Depot-Laden kommt künftig an Stromspeichern nicht vorbei. Hinderlich sind in der Praxis komplexe Besitzstrukturen insbesondere im Konzernumfeld:\r\nAn einem Standort sind mehrere Tochtergesellschaften\r\npräsent und übernehmen unterschiedliche Aufgaben. Die\r\nAbgabe von selbst erzeugtem Strom an Tochterunternehmen, an Speditionen, die am Standort laden, ist mit hohen\r\nbürokratischen Hürden und damit Kosten verbunden. Hier\r\nbraucht es dringend Vereinfachungen auf allen Ebenen.\r\nStrom ist der erneuerbare Brennstoff für die Industrie und\r\nwird Gas in den nächsten Jahren ersetzen. Allerdings sind\r\ndie Infrastrukturkosten für Stromnetze im Verhältnis zur\r\nGasinfrastruktur zu hoch. Hier braucht es Anpassungen,\r\num den Umstieg von fossil auf Strom wirtschaftlich zu\r\nmachen. Die Bundesnetzagentur arbeitet an aussichtsreichen Reformen. Das Thema strombasierte Prozesswärme muss jetzt auf der politischen Agenda ganz oben\r\nstehen und prioritär behandelt werden.\r\nFörderprogramme zur Dekarbonisierung der Industrie\r\nmüssen künftig Flexibilität als Eigenwert berücksichtigen.\r\nBislang reizen Förderprogramme lediglich prozessinterne\r\nEffizienz an, Energiespeicher sind nur unter sehr hohen\r\nHürden förderfähig. Wenn bei wichtigen Investitionen in\r\nneue Anlagen Flexibilität keine Rolle spielt, muss diese\r\nkünftig aufwendig nachgerüstet werden. Ohne Flexibilität\r\nin der Lastaufnahme gelingt die Sektorkopplung Strom zu\r\nWärme in der Industrie jedoch nicht. Es braucht deshalb\r\nein grundsätzliches Umdenken bei der Konzeption von\r\nFörderprogrammen auf Bundes- und auf EU-Ebene.\r\n10 BVES e.V.\r\nKERNFORDERUNGEN FÜR DIE 21. LEGISLATURPERIODE\r\n› Freiheiten hinter dem Zähler stärken und erweitern: Unternehmen müssen innovativ\r\nund unbürokratisch ihre Energieanlagen in Kombination mit Speichern optimieren\r\nkönnen.\r\n› Vermarktung von Speichern hinter dem Zähler für Systemdienstleistungen erleichtern, damit die Anlagen unkompliziert auch dem Energiesystem zur Verfügung stehen\r\nkönnen. Es braucht zudem einen regulatorischen Rahmen für Messkonzepte, die die\r\nneuen Komplexitäten abbilden können.\r\n› Eigenerzeugung hinter dem Zähler muss als systemdienlich und förderlich für die\r\nEnergiewende anerkannt werden.\r\n› Bürokratie runter bei Anlagen hinter dem Zähler, bei denen komplexe Konzernstrukturen effiziente Anlagenkombination auch bei Ladeinfrastruktur erschweren. Die\r\nErrichtung von Ladeinfrastruktur muss unkompliziert in das Energiesystem des Unternehmens integriert werden können.\r\n› THG-Quoten von Strom aus PV-Aufdachanlagen müssen auch am Standort generiert\r\nwerden können, auch wenn Strom zwischengespeichert wird, um ihn bedarfsgerecht\r\nden Fahrzeugen zuzuführen.\r\n› Bidirektionales Laden jeglicher Fahrzeuge am Firmenstandort sollte ermöglicht\r\nwerden. Besonders im Flottenbereich gibt es große Potenziale, die Traktionsbatterien\r\neinzusetzen.\r\n› Elektrifizierung von Prozesswärme durch Sektorkopplung muss prioritär behandelt\r\nwerden.\r\n› Die Infrastrukturkosten des Stromnetzes müssen runter, nur dann kann Strom als\r\nerneuerbarer Brennstoff zur Erzeugung von Prozesswärme wirtschaftlich werden.\r\n› Sicherheit schaffen bei Netzentgeltstruktur für Industriekunden.\r\n› Vermarktung von flexibler Industrielast muss künftig Vorteile für Unternehmen generieren können.\r\nENDSPURT 2030 – DIE SPEICHERAGENDA FÜR DIE 21. LEGISLATURPERIODE 11\r\nFOKUS:\r\nSYSTEMINFRASTRUKTUR\r\nMARKTENTWICKLUNG\r\nIN DEN BEREICHEN STROM,\r\nWÄRME UND MOBILITÄT\r\n12 BVES e.V.\r\nDie Marktentwicklung von Großspeichern zeigt aktuell eine dynamische, aber herausfordernde Situation. Insbesondere die Projektierung von Großbatteriespeichern erlebt derzeit ein starkes Wachstum.\r\nDie Leistung der Speicher nimmt ebenfalls zu und\r\nbewegt sich zunehmend im dreistelligen MW-Bereich, um den Anforderungen verschiedener Märkte\r\ngerecht zu werden. Neben Standalone wird künftig Co-Location eine größere Rolle spielen, da die\r\nStunden mit negativen Preisen zunehmen und beschränkte Netzanschlüsse dies anreizen, insbesondere mit höheren Speicherkapazitäten. Doch auch im\r\nNetz werden Großspeicher essentiell für den Marktwerterhalt erneuerbarer Energien sein.\r\nPumpspeicher stehen weiterhin im Fokus als bewährte Technologie zur Systemstabilisierung, jedoch erschweren lange Genehmigungsverfahren den\r\nBau neuer Pumpspeicher in Deutschland. Die Transformation der Wärmeversorgung in den Kommunen erfordert innovative Lösungen. Durch die dynamische Entwicklung der Märkte sind Wärmespeicher eine kosteneffektive\r\nAlternative in der Wärmeversorgung.\r\nDie Ladeinfrastruktur für Elektromobilität erlebt ein schnelles Wachstum.\r\nDer Anteil an E-Fahrzeugen wird durch neue preisgünstige PKW und LKW\r\nsteigen und mit dem Ankommen der E-Mobilität in urbanen Räumen steigt\r\nder Ladeanteil in öffentlicher Infrastruktur. Aktuell wächst der Anteil an\r\nE-LKW in der Logistik schnell. Die Einbeziehung des Verkehrssektors in den\r\neuropäischen Emissionshandel ab 2027 und ambitionierte Klimaziele tragen\r\nzum Wachstum bei.\r\nAktuell sind 1,8 GW Großbatteriespeicher sowie 9 GW Pumpspeicher für das\r\ndeutschen Stromsystem am Netz. Deutschland ist europaweit ein sehr attraktiver Markt für Großbatterien. Nach aktuellen Einschätzungen wird bis\r\n2030 ein Zubau auf ca. 18 GW Großbatterien erwartet. Die große Unbekannte ist der Zubau von Co-Location Speichern. Der Beschluss zum Entfall der\r\nEEG-Vergütung bei negativen Preisen ist hier ein wesentlicher Antreiber. Gleiches gilt für die Ermöglichung von flexiblen Netzanschlussverträgen.\r\nENDSPURT 2030 – DIE SPEICHERAGENDA FÜR DIE 21. LEGISLATURPERIODE 13\r\nDie Entwicklung von Großwärmespeichern sowie kleineren Wärmespeichern nimmt im Zuge der Dekarbonisierung der Wärmeversorgung an Fahrt auf. Die Kommunen\r\nrichten ihre Wärmeplanung zunehmend auf den Zubau\r\nvon saisonalen Speichern und marktoptimierten Kurzfristspeichern aus. In Ergänzung zu den bereits im Betrieb befindlichen Großwärmespeichern mit einer Kapazität von 30 GWh, wird bis 2045 ein Zubau um den Faktor\r\n30 erwartet.\r\nDer Bestand an öffentlichen Ladesäulen hat sich in den\r\nletzten zwei Jahren auf rund 85.000 Ladepunkte verdoppelt. Ein flächendeckender Zubau von bedarfsgerechten\r\nSchnellladesäulen für die öffentliche Ladeinfrastruktur\r\nist mit Speichern schnell realisierbar. Ladeparks werden zunehmend direkt mit Speichern ausgestattet und\r\nermöglichen so hohe Ladeleistungen auch mit kleineren\r\nNetzanschlüssen.\r\nREGULATORISCHE HEMMNISSE IN\r\nDER PRAXIS\r\nTrotz eines gewissen Hypes um Großbatteriespeicher\r\nbestehen in der Praxis weiterhin eine Vielzahl regulatorischer Hemmnisse. Über allem schwebt das Risiko,\r\nkeinen passenden Netzanschluss zu erhalten. Neben\r\nEngpässen in der Verfügbarkeit von Netzanschlüssen,\r\nbesteht auch eine erhebliche Intransparenz über die\r\nverfügbaren Netzanschlusskapazitäten, die auch die\r\ngeeignete Flächensicherung erschwert. Nach welchen\r\nPrinzipien die Anschlussvergabe erfolgt, ist nicht ersichtlich.\r\nLangwierige Netzanschlussprozesse und die rechtlich\r\nnicht akzeptable Praxis, den Netzabschluss auf unbestimmte Zeit in die Zukunft zu verschieben, treiben die\r\nKosten in die Höhe. Das Netzanschlussverfahren muss\r\nvereinheitlich, vereinfacht und digitalisiert werden.\r\nEs braucht klare Fristen für einen Anschluss, für Rückmeldungen, die Integration der Genehmigungsfiktion in\r\ndas Verfahren sowie Pönalisierung bei nicht fristgerechtem Anschluss. Flexible Netzanschlussvereinbarungen\r\nmüssen für alle Speicher ermöglicht werden, um das\r\nBottleneck Netzanschluss zu umgehen.\r\nDie Erhebung von Baukostenzuschüssen (BKZ) sorgt\r\nfür erhebliche Verunsicherung. Das OLG Düsseldorf hat\r\ndie derzeitige Erhebungspraxis für Speicher nach einem\r\neinheitlichen Leistungspreis für rechtswidrig erklärt. Die\r\nBundesnetzagentur bezieht trotz laufendem Revisionsverfahren vor dem BGH eine neue, zum Teil verschärfte\r\nPosition. Ziel des Regulators ist es, den Speicherausbau auf nach ihrer Auffassung günstige Standorte zu\r\nkonzentrieren. Den Berechnungen des Regulators stehen\r\ndie Berechnungen von Übertragungsnetzbetreibern gegenüber, die andere Standorte bevorzugen. Der Branche\r\nbereitet es erhebliche Schwierigkeiten, dass Projekten\r\ntrotz enorm hoher BKZ-Zahlungen die Verweigerung von\r\nNetzanschlüssen oder Abregelung droht. Die Politik sollte hier Speicher diskriminierungsfrei gegenüber anderen\r\nEnergieanlagen behandeln und in der KraftNAV oder einer eigenen Speicheranschlussverordnung explizit vom\r\nBKZ befreien.\r\nZudem droht die Netzentgeltbefreiung 2029 auszulaufen. Ohne Nachfolgeregelung, drohen Speicher mit der\r\nvollen Höhe der Netzentgelte belastet zu werden, was sie\r\nunmittelbar aus dem Markt drängen würde.\r\nPumpspeicherprojekte, werden derzeit vor allem durch\r\nlangwierige Genehmigungsverfahren ausgebremst. Die\r\nGenehmigung eines durchschnittlichen Neubaus kann\r\nin Deutschland über ein Jahrzehnt dauern und einen\r\nhohen zweistelligen Millionenbetrag in Anspruch nehmen. Auch Wiedergenehmigungsverfahren einer bestehenden Anlage sind mit hohen Kosten verbunden und\r\nlangen Genehmigungszeiträumen verbunden. Um der bewährten und systemkritischen Pumpspeichertechnologie eine Zukunft in Deutschland zu bieten, müssen die\r\nGenehmigungszeiträume stark verkürzt werden. Dafür\r\nbraucht es die konsequente Umsetzung des überragenden öffentlichen Interesses für Pumpspeicher und weitere Vereinfachungen im Genehmigungsrecht.\r\nEbenso muss das Genehmigungsverfahren für Batteriespeicher und andere Technologien erleichtert werden.\r\nBesonders eine explizite baurechtliche Privilegierung\r\nfür die Errichtung von Speichern im Außenbereich\r\nohne fachfremde Anforderungen ist dringend erforder14 BVES e.V.\r\nlich. Damit Behörden entlastet und kurze und klare Entscheidungswege möglich werden, braucht es weiterhin\r\nklare und unkomplizierte Regelungen für Cybersicherheit, Wasserschutz und Lärmimmissionen.\r\nDie Mobilitätswende funktioniert nur mit einer gut ausgebauten Ladeinfrastruktur. Schnellladen ist der Schlüssel für eine bedarfsgerechte Versorgung mit Ladestrom.\r\nBesonders der Netzanschluss für die Anlagen muss\r\nschneller werden. Alle Genehmigungsverfahren für Errichtung und Betrieb müssen grundsätzlich beschleunigt\r\nwerden. Zum Teil hat der Gesetzgeber dafür schon die\r\nVoraussetzungen in der Musterbauordnung geschaffen.\r\nDie Genehmigungsfreiheit für Speicher und Nebenanlagen, die die Ladeinfrastruktur braucht, muss umgehend\r\nauch in die Landesbauordnungen integriert werden.\r\nDas Strommarktdesign muss im 21. Jahrhundert ankommen: Um negativen Preisen im Markt entgegenzuarbeiten, braucht es eine Reform. Kapazitätsmärkte zur\r\nSicherung der Versorgungssicherheit dürfen keine Subventionspakete für den Fortbestand fossiler Stromerzeugung sein. In einem möglichen Kapazitätsmarkt muss\r\nDekarbonisierung angereizt werden. Funktionierende\r\nStrommärkte sind die Hauptgaranten für Versorgungssicherheit. In einem dezentralen System sind regionale Märkte am besten in der Lage, das Zusammenspiel\r\nzwischen Marktgeschehen und physischer Infrastruktur\r\nabzubilden. Durch unterschiedliche Strompreiszonen\r\nkann der Ausbau von neuen Energieanlagen dort angereizt werden, wo sie benötigt werden und negative Preise\r\nam wirksamsten eingedämmt werden.\r\nCo-Location von Speichern und Erneuerbaren ermöglicht eine effektivere Integration von Erneuerbaren und\r\neine optimale Nutzung des Netzanschlusses. Damit\r\nCo-Location attraktiver wird, muss die Auflösung des\r\nAusschließlichkeitsprinzips vollzogen und der Multi-Use\r\nfür Speicher ermöglicht werden. Damit das Potenzial\r\neines Netzanschlusses sinnvoll genutzt wird, muss die\r\nÜberbauung von Netzanschlüssen erleichtert werden.\r\nFür eine optimale Anlagenallokation ist es weiterhin sinnvoll, die direkte Einspeisung von Grünstrom aus einer Erzeugungsanlage in einen Speicher nicht an die Nutzung\r\ndesselben Netzanschlusses zu binden. Der Grünstrom\r\nbehält so seine Eigenschaft und kann auch außerhalb\r\ndes räumlichen Zusammenhangs genutzt und gefördert\r\nwerden.\r\nAuch in der E-Mobilität schlummert ungenutztes Potenzial für Flexibilität. Durch die zunehmende Ausstattung\r\nmit stationären Energiespeicher können Ladehubs immer intelligenter in das Energiesystem integriert werden.\r\nWird der bi-direktionale Speicherbetrieb möglich, wird\r\nder Ladehub zum „Flex-hub“.\r\nSpeicher spielen eine zentrale Rolle, um die öffentliche\r\nWärmeversorgung an die anderen Sektoren zu koppeln\r\nund neue Flexibilitätspotenziale zu erschließen. Die strombasierte Fernwärmebereitstellung ist eine günstige und\r\nsichere Alternative. Aktuell gibt es hierfür jedoch keine\r\nAnreize in Hinblick auf Genehmigungserleichterungen\r\nund Netzentgelte. Um die Konkurrenzfähigkeit gegenüber\r\nfossilen Technologien zu verbessern, braucht es zusätzlich einen wirksamen CO2-Preis. Abwärme als wertvolle\r\nWärmequelle, wird oft ungenutzt in die Umwelt abgegeben wird. Durch die Einspeisung in (mobile) Speicher\r\nkann sie flexibel Industriebetrieben oder Wärmenetzen\r\nzur Verfügung stehen. Hierfür braucht es einen Anreiz.\r\nENDSPURT 2030 – DIE SPEICHERAGENDA FÜR DIE 21. LEGISLATURPERIODE 15\r\nKERNFORDERUNGEN FÜR DIE 21. LEGISLATURPERIODE\r\n› Eine systemgerechte Einordnung von Energiespeichern als vierte Säule in der Energiewirtschaft konsequent weiterverfolgen.\r\n› Die politischen Kompetenzen gegenüber den Regulierungsbehörden sollten ausgeschöpft werden, um die Weichen für die Transformation zu stellen.\r\n› Die Initiative zum § 35 Abs. 1 Nr. 3 BauGB ist fortzuführen, die Privilegierung von\r\nEnergiespeichern im Außenbereich festzuschreiben.\r\n› Das überragende öffentliche Interesse und weitere Genehmigungserleichterungen\r\nfür Pumpspeicher müssen umgehend umgesetzt werden.\r\n› Die Genehmigungsfreiheit für Energiespeicher in der Ladeinfrastruktur muss in den\r\nLandesbauordnungen festgeschrieben werden.\r\n› Der Netzanschlussprozess muss vereinheitlicht, vereinfacht und digitalisiert werden.\r\nFür Rückmeldungen und den Anschluss müssen Fristen und Pönalen gelten. Erfolgt\r\ntrotz Pönale keine zeitnahe Rückmeldung, gilt die Genehmigungsfiktion.\r\n› Flexible Netzanschlussvereinbarungen integrieren Anlagen besser in die bestehende Netzinfrastruktur als die Lenkung durch Baukostenzuschüsse. Rechtlich ist der\r\nRahmen geschaffen, nun muss in der Praxis eine faire Ausgestaltung ermöglicht und\r\nregelmäßig geprüft werden.\r\n› Die Erneuerbaren Einspeisung ist stark volatil. Um die Einspeisung zu verstetigen und\r\nden Netzanschluss auszulasten, ist deshalb die Ermöglichung von Überbauung durch\r\neine Neuausrichtung des Anschlusses für Erneuerbare und Speicher in § 8 EEG nötig.\r\n› Es braucht eine markttaugliche Nachfolgeregelung für die Netzentgeltbefreiung nach\r\n§ 118 VI EnWG um Investitionen in die Speicherinfrastruktur sicherzustellen.\r\n› Baukostenzuschüsse sind in ihrer jetzigen Form nicht sachgerecht für Speicher.\r\nDer Gesetzgeber sollte im EnWG eine Befreiung von Baukostenzuschüssen für\r\nSpeicher festlegen.\r\n› Speicher an erneuerbaren Erzeugungsanlagen, die erneuerbaren Strom vermarkten\r\nwollen, sind stark in ihren Möglichkeiten eingeschränkt. Damit der Speicher alles darf,\r\nwas er kann, muss die Auflösung des Ausschließlichkeitsprinzips in § 19 EEG vollzogen werden und der Multi-Use-Betrieb ermöglicht werden.\r\n16 BVES e.V.\r\nENDSPURT 2030 – DIE SPEICHERAGENDA FÜR DIE 21. LEGISLATURPERIODE 17\r\nENDSPURT 2030\r\nOHNE FLEXILLIENZ\r\nKEIN FORSCHRITT\r\n18 BVES e.V.\r\nFLEXILLIENZ verbindet Resilienz mit Flexibilität,\r\nIntelligenz und Exzellenz. Mit diesem Leitbegriff\r\nvor Augen sollte die neue Bundesregierung in die\r\n21. Legislaturperiode starten. Durch den Einsatz von\r\nSpeichern an der Erzeugung, im Netz und im Gebäude bzw. auf der Lastseite werden die notwendigen\r\nGrundlagen geschaffen, um Kosteneinsparungen\r\nund Wertschöpfung von erneuerbaren Energien in\r\nDeutschland zu realisieren und Importabhängigkeiten zu reduzieren. Der massive Bedarf zeigt sich\r\nbereits heute deutlich am Strommarkt. Die nötigen\r\nTechnologien sind vorhanden. Viel zu oft dürfen sie\r\nnoch nicht, was sie können. Grundlage für die Entfaltung von FLEXILLIENZ ist ein System, in welchem\r\nalle Technologien gemeinsam ihre Vorteile ausspielen können. Ein 100-Tage-Programm der neuen\r\nBundesregierung muss neben den zuvor genannten\r\nForderungen daher insbesondere diese fünf Punkte\r\nberücksichtigen:\r\n1. BÜROKRATIEABBAU UND PRIORISIERUNG VON ENERGIEWENDEANLAGEN\r\nDie Umsetzung von Projekten darf nicht an langwierigen und hochkomplexen Verfahren scheitern. Das überragende öffentliche Interesse nach\r\n§11c EnWG muss mit entsprechenden Auswirkungen in der Praxis versehen werden. Es braucht die Rückendeckung von Energierecht und Politik,\r\num insbesondere Genehmigungsbehörden und Netzbetreiber in die Lage\r\nzu versetzen, als Projektermöglicher zu agieren. Zugleich braucht es einen\r\nbeschleunigten Ablauf der Verfahren, welcher die Möglichkeiten der Digitalisierung berücksichtigt. Dies gilt gleichermaßen für den Netzanschluss\r\nals auch für die Verfahren zur Genehmigung, die Integration und für den\r\nBetrieb von Energiespeichern. Neben einer Klarstellung zur Privilegierung\r\nzum Bauen im Außenbereich nach §35 BauGB braucht es konkret zum\r\nBeispiel eine Novellierung der Muster-EltBauVO sowie insgesamt eine Verbesserung und Vereinheitlichung der Netzanschlussverfahren. Deutschlandgeschwindigkeit darf keine einmalige Angelegenheit bleiben.\r\nENDSPURT 2030 – DIE SPEICHERAGENDA FÜR DIE 21. LEGISLATURPERIODE 19\r\n2. DAS ENERGIEMARKTDESIGN MUSS DER\r\nDEZENTRALITÄT UND VOLATILITÄT IM SYSTEM RECHNUNG TRAGEN\r\nErneuerbare Energien Anlagen sind zumeist volatil in ihrer\r\nErzeugung. Und sie sind zumeist dezentral platziert. Es\r\nbraucht einen Markt, in dem Energie, Leistung und Systemdienstleistungen auch regional und lokal, dynamisch und\r\nautomatisiert gehandelt werden können. Ineffizienzen\r\ndes Marktes und regionale Fehl- bzw. Überkapazitäten\r\nlassen sich anderweitig nicht auflösen. Parallel braucht\r\nes dringend eine Reform der Netzentgeltstruktur, die der\r\nRealität des Energiesystems besser entspricht.\r\n3. STÄRKUNG VON SPEICHERN IM RÄUMLICHEN ZUSAMMENHANG MIT ERZEUGUNGSANLAGEN\r\nNeben Stand-Alone Speicheranlagen gilt es auch die Installation von Speichern im Zusammenhang mit erneuerbarer Erzeugung aus Wind und PV zu priorisieren. Energiespeicheranlagen sichern zunehmend die Marktgrundlage\r\nund Finanzierbarkeit für erneuerbare Energien und damit\r\nverbunden die Stabilität des Systems. Sie gleichen die\r\nFluktuationen in der Erzeugung aus und sichern Stabilität über die netzbildenden Eigenschaften der Energiespeicheranlagen. Dies spart Kosten für das System, vermeidet Redispatch und nutzt im gemeinsamen Einsatz mit\r\nErzeugungsanlagen Netzanschlüsse besser aus. Neben\r\npassenden Netzanschlusskonzepten braucht es dafür\r\neine Regelung zur Bilanzierung von Grün- und Graustrommengen sowie einen zunehmend marktlichen Umgang mit\r\nerneuerbarer Energie. Die Abschaffung der Vergütung bei\r\nnegativen Preisen (EnWG-E) und die Pauschaloption (EEGE, §19 Abs. 3) sind hier nur als erster Schritt zu sehen.\r\n4. BEHIND-THE-METER ANLAGEN IN DEN\r\nFOKUS NEHMEN\r\nDie Erzeugung und Nutzung von Energie hinter dem Netzanschluss sind zentral für die Energiewende – sie fangen\r\neinen erheblichen Teil der Volatilität vor Ort ab und entlasten das Stromnetz. Es braucht eine zukunftsweisende Reform der Netzentgeltstruktur, die entschiedene\r\nBeschleunigung des Smart-Meter-Rollouts und die Stärkung gemeinschaftlicher Erzeugungs- und Nutzungskonzepte. Stets gilt es sicherzustellen, dass Anlagen hinter\r\ndem Zähler auch weiterhin in Eigenverantwortung der Betreiber bleiben. Zugleich müssen diese Anlagen durch Anreize und Marktzugänge mit entsprechender Vergütung\r\nfür das System aktiviert werden. Eine freiwillige Bereitstellung von (System-) Dienstleistungen hat hierbei immer Priorität.\r\n5. SEKTORENKOPPLUNG STROM ZU WÄRME\r\nUND MOBILITÄT BESCHLEUNIGEN\r\nElektrifizierung wird den Wärme- und Mobilitätssektor\r\nbestimmen. Die Sektoren müssen deshalb regulatorisch\r\nmit dem Stromsektor zusammengeführt werden. Mehr\r\nals 50 Prozent der benötigten Gesamtenergie wird zur\r\nWärmeerzeugung genutzt. Der Umstieg auf Strom muss\r\nim Verhältnis zu fossiler Erzeugung wettbewerblich werden. Nicht einmal 10 % des Verkehrssektors basiert heute\r\nauf erneuerbaren Energien. Der Hebel zur Dekarbonisierung ist groß. Die Vorteile erneuerbaren Stroms in Bezug\r\nauf Dekarbonisierung und Kosteneffizienz müssen bei\r\nPrivatkunden und Unternehmen ankommen.\r\nDiese fünf Punkte sind Leitplanken für ein 100-Tage-Programm, um Energiewende und Sektorenkopplung voranzutreiben und der Systemführerschaft erneuerbarer\r\nStromerzeugung gerecht zu werden. Flexillienz als Leitbild begegnet den Herausforderungen der Transformation\r\nund überführt sie in handfeste Standortvorteile. Flexillienz\r\nsteht für ein stabiles, kosteneffizientes, intelligentes und\r\nresilientes Energiesystem. Wird diese Chance nicht erkannt und setzt die Politik zu einer Rolle rückwärts an,\r\nwird das bereits Erreichte aufs Spiel gesetzt. Die Speicherbranche steht bereit, die Flexibilitätsbedarfe marktbasiert\r\nauf allen Ebenen des Energiesystems zu decken. Dazu\r\nbraucht es jedoch die konsequente Implementierung von\r\nEnergiespeichern in den regulatorischen Rahmen und den\r\nentschiedenen Abbau bürokratischer Hindernisse.\r\nALS BUNDESVERBAND ENERGIESPEICHER\r\nSYSTEME E.V. STEHEN WIR GERNE ALS ANSPRECHPARTNER ZUR VERFÜGUNG.\r\n20 BVES e.V.\r\nImpressum\r\nHerausgeber\r\nBundesverband Energiespeicher Systeme e.V.\r\nOranienburger Str. 15 | 10178 Berlin\r\nT. +49 30 54610 630\r\ninfo@bves.de | bves.de\r\nGestaltung und Produktion\r\nBVES – Bundesverband Energiespeicher Systeme e.V.\r\nBildquellen\r\nTitelseite: © sutadimages / Adobe Stock\r\nSeite 17: © lukas-bato / Unsplash\r\nUrheberrecht\r\nDas Werk einschließlich all seiner Inhalte ist urheberrechtlich geschützt.\r\nJede Verwertung, die nicht ausdrücklich vom Urheberrechtsgesetz\r\nzugelassen ist, bedarf der vorherigen Zustimmung des Herausgebers.\r\nHaftungsausschluss\r\nTrotz gründlicher Quellenauswertung und größtmöglicher Sorgfalt wird\r\ndie Haftung für den Inhalt der vorliegenden Studie ausgeschlossen.\r\nFür Schäden materieller oder immaterieller Art, die durch die Nutzung\r\noder Nichtnutzung der dargebotenen Informationen unmittelbar oder\r\nmittelbar verursacht werden, haftet der Herausgeber nicht, sofern ihm\r\nnicht nachweislich vorsätzliches oder grob fahrlässiges Verschulden zur\r\nLast gelegt werden kann.\r\nMärz 2025\r\nbves.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-25"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020819","regulatoryProjectTitle":"Stellungnahme zum Entwurf eines Zweiten Gesetzes zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungsquote ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/37/0a/643681/Stellungnahme-Gutachten-SG2511200018.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"BVES STELLUNGNAHME\r\nZUM ENTWURF EINES ZWEITEN\r\nGESETZES ZUR\r\nWEITERENTWICKLUNG DER\r\nTREIBHAUSGASMINDERUNGSQUOTE\r\nJULI 2025\r\nBVES e.V. | BVES STELLUNGNAHME – ZUM ENTWURF EINES ZWEITEN GESETZES ZUR WEITERENTWICKLUNG DER\r\nTREIBHAUSGASMINDERUNGS-QUOTE 2\r\nBVES STELLUNGNAHME\r\nZUM ENTWURF EINES ZWEITEN GESETZES ZUR\r\nWEITERENTWICKLUNG DER\r\nTREIBHAUSGASMINDERUNGS-QUOTE\r\nAls Bundesverband Energiespeicher Systeme e.V. (BVES) repräsentieren wir die\r\nSpeicherbranche in ihrer technologischen Breite und entlang der gesamten\r\nWertschöpfungskette mit inzwischen 400 Mitgliedsunternehmen. Auch wenn es unser\r\nName nicht nahelegt, vertreten wir marktrelevante Betreiber von Schnellladeinfrastruktur,\r\ndie schon heute Speicher in ihren Ladehubs einsetzen und ab bestimmten\r\nGrößenordnungen deren Einsatz bereits als Regelfall ansehen. Für den weiteren Ausbau\r\nder Infrastruktur benötigen die Marktteilnehmer Planungssicherheit und funktionierende\r\nAnreizinstrumente.\r\nWir bedanken uns für die Möglichkeit zur Abgabe einer Stellungnahme zum vorliegenden\r\nReferentenentwurf und bitten um die Berücksichtigung unserer Anmerkungen. Wir\r\nbegrüßen den Entwurf, der wichtige und wirkungsvolle Verbesserungen enthält. Aus\r\nunserer Perspektive ist insbesondere positiv hervorzuheben,\r\n• dass Strom aus erneuerbaren Erzeugungsanlagen auch im Fall der\r\nZwischenspeicherung eine THG-Quotenanrechnung erhalten kann. Für eine sichere\r\nund eindeutige Umsetzung ist jedoch eine Präzisierung sinnvoll. Hierfür schlagen wir\r\neine konkrete Formulierung vor (Artikel 3 § 5 c) aa).\r\n• dass Maßnahmen zur Stabilisierung der THG-Quote getroffen werden, um dem\r\nVerfall entgegenzuwirken. Hier plädieren wir für nachvollziehbare Prozesse, die\r\nVertrauen in die in Verkehr gebrachten Erfüllungsoptionen schaffen. Die Höhe der\r\nQuote trägt entscheidend zum Hochlauf der Ladeinfrastruktur für Elektromobilität bei\r\nund kann dämpfende Wirkung auf die Ladepreise haben. Diese Wirkung entfaltet sie\r\njedoch nur, wenn sie dem Marktgeschehen entspricht.\r\n• dass durch die Festlegung der Multiplikatoren bis 2040 Planungssicherheit für\r\nUnternehmen geschaffen wird. Wir empfehlen jedoch die Anpassung der\r\nMultiplikatoren von Strom und RFNBO. Die Gründe führen wir unten aus.\r\nBVES e.V. | BVES STELLUNGNAHME – ZUM ENTWURF EINES ZWEITEN GESETZES ZUR WEITERENTWICKLUNG DER\r\nTREIBHAUSGASMINDERUNGS-QUOTE 3\r\nWir schlagen folgende Anpassungen vor:\r\nARTIKEL 1\r\nÄNDERUNG DES BUNDES-IMMISSIONSSCHUTZGESETZES\r\n§ 37a Nr. 2 (4) – Anhebung der THG-Minderungsquote, um Quotenmarkt zu stabilisieren\r\nDer Verfall der THG-Quote stellt ein signifikantes Problem für die Ladeinfrastrukturbetreiber\r\ndar. Zusätzlich zu den bereits getroffenen Maßnahmen sollte die THG-Minderungsquote in\r\nden Jahren 2026 bis 2029 jeweils um einen Prozentpunkt angehoben werden, um den Preis\r\nauf dem Quotenmarkt wieder zu stabilisieren und eine Übererfüllung zu vermeiden.\r\n§ 37c b) Nr. 3\r\nDie Pönale von 70 Euro pro Gigajoule sollte erhöht werden, um bei schwankenden THGTicketpreisen eine Rentabilitätssicherung zu gewährleisten. Sinnvoll wäre eine Höhe von\r\n120 Euro pro Gigajoule.\r\n§ 37h\r\nWir begrüßen die Einführung einer Anpassung der Quotenziele bei Übererfüllung und halten\r\ndies für ein wirkungsvolles Instrument, das Unternehmen mehr Planungssicherheit\r\nbezüglich der Quotenhöhe gewährt.\r\nARTIKEL 3\r\nÄNDERUNG DER VERORDNUNG ZUR FESTLEGUNG WEITERER BESTIMMUNGEN ZUR\r\nTREIBHAUSGASMINDERUNG BEI KRAFTSTOFFEN\r\n§ 5 b) Multiplikator für elektrischen Strom\r\nWir schlagen vor, das Abschmelzen des Multiplikators für Ladestrom zu verlangsamen und\r\nan die Entwicklung des Multiplikators für RFNBO anzupassen. Dafür sehen wir zwei Gründe\r\nals maßgeblich an:\r\n1. Anpassung an den verzögerten Hochlauf der Elektromobilität.\r\nDas Anwachsen der Fahrzeugflotte verläuft langsamer als angenommen. Der\r\nflächendeckende Ausbau von Ladeinfrastruktur und der wirtschaftliche Betrieb sind\r\neng mit der THG-Quote und der Möglichkeit der Mehrfachanrechnung verknüpft.\r\nDarauf sollte reagiert und eine entsprechende Anpassung vorgenommen werden.\r\n2. Technologieneutrale Ausgestaltung zwischen RFNBO und Strom\r\nTechnologieneutralität ist das Gebot der Stunde, um gleiche Ausgangsbedingungen\r\nim Markt und damit gleiche Wettbewerbsbedingungen zu schaffen. Gleiche Faktoren\r\nund eine parallele Abschmelzung würden dazu das richtige Signal senden.\r\nBVES e.V. | BVES STELLUNGNAHME – ZUM ENTWURF EINES ZWEITEN GESETZES ZUR WEITERENTWICKLUNG DER\r\nTREIBHAUSGASMINDERUNGS-QUOTE 4\r\nEntsprechend sollte die Entwicklung für Ladestrom wie folgt ausgestaltet werden:\r\n1. ab dem Verpflichtungsjahr 2024 mit dem Faktor 3 multipliziert,\r\n2. ab dem Verpflichtungsjahr 2035 mit dem Faktor 2,5 multipliziert,\r\n3. ab dem Verpflichtungsjahr 2036 mit dem Faktor 2 multipliziert,\r\n4. ab dem Verpflichtungsjahr 2037 mit dem Faktor 1,5 multipliziert,\r\n5. ab dem Verpflichtungsjahr 2038 mit dem Faktor 1 multipliziert.\r\n§ 5 c) aa) & bb) Speichernutzung bei Direktlieferung von EE-Strom an Ladeeinrichtung\r\nWir begrüßen sehr, dass es künftig möglich sein soll, Direktbezug von EE-Strom auch dann\r\nanrechnen zu können, wenn der Strom zwischengespeichert wird. Dies wird die\r\nDirektversorgung von Ladeeinrichtungen verbessern und die zwingend notwendige\r\nInstallation von Speichern an Ladehubs beschleunigen.\r\nWichtig für eine einfache und sichere Abwicklung ist die Prüfung der Direktlieferung an eine\r\nLadeinrichtung. In der bisherigen Form ist die Einfügung nach Satz 2 jedoch schwer\r\nverständlich und interpretationsbedürftig.\r\nWir schlagen deshalb in Bezug auf bb) eine alternative Formulierung vor:\r\nbb) Nach Satz 2 wird folgender Satz eingefügt:\r\n„Der Nachweis nach Satz 2 kann auch in Bezug auf mehrere Ladepunkte eines\r\nLadepunktbetreibers zusammen über eine solche Messeinrichtung erbracht werden,\r\nwenn der gesamte Strom hinter dieser Messstelle Gegenstand der Mitteilung nach\r\n§ 8 ist und die Ladepunkte von einem Ladepunktbetreiber gleichmäßig mit Strom\r\nnach Satz 1 Nummer 1 beliefert werden und dabei einheitlich Strom aus Erneuerbaren\r\nEnergien in Form von Wind oder Sonne eingesetzt wird.“\r\n„Die Strommenge nach Satz 1 kann vereinfachend durch messtechnische Ermittlung der\r\nStrommenge bestimmt werden, die von der Stromerzeugungsanlage direkt oder über\r\neinen Speicher an die Ladeeinrichtung geliefert wird, deren Ladepunkte Gegenstand der\r\nMitteilung nach §8 sind.“"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020820","regulatoryProjectTitle":"Stellungnahme zum Wasserstoffbeschleunigungsgesetz","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a0/e0/643683/Stellungnahme-Gutachten-SG2511200019.pdf","pdfPageCount":8,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Februar 2026 19:32\r\nAn:\r\nanbei sende ich Ihnen weitere Vorschläge mit Fokus auf das EnWG in Form eines Vermerkes von\r\nRechtsanwalt Dr. Bernd Schieferdecker. Darin sind an einigen Stellen auch Alternativen formuliert,\r\ndie wir bei Interesse gern noch weiter ausführen können.\r\nWir haben darüber hinaus noch folgende Anmerkungen für Belange jenseits vom EnWG:\r\n1. Infrastruktur-Zukunftsgesetz (BT-Drs. 21/4099)\r\n1.1) § 16 Abs. 2 Satz 2 ROG: Wir begrüßen die Absicht der Bundesregierung, mit\r\ndem neuen 16 Abs. 2 Satz 2 ROG Erleichterungen im Raumordnungsrecht zu\r\nschaffen, \"um auch die Verfahren für diese wichtigen Energiespeicher zu\r\nbeschleunigen und zu straffen.“ (Gesetzesbegründung S. 49). Leider ist dies im\r\nvorliegenden Vorschlag noch nicht ausreichend umgesetzt.\r\nLaut Entwurf: Änderung des Raumordnungsgesetzes Nach § 16 Absatz 2 Satz 2\r\nwerden die folgenden Sätze eingefügt: „Für Vorhaben der Bundesfernstraße, der\r\nBundeswasserstraße, Schienenwege des Bundes sowie für Pumpspeicherkraftwerke\r\nsoll keine Raumverträglichkeitsprüfung durchgeführt werden. Satz 3 gilt nicht, wenn\r\ndie zuständige Raumordnungsbehörde im Benehmen mit der für Verkehr oder\r\nPumpspeicherkraftwerke zuständigen obersten Landesbehörde innerhalb von vier\r\nWochen nach Anzeige nach § 15 Absatz 4 Satz 2 widerspricht, soweit sie\r\nerwartet, dass das Vorhaben zu erheblichen raumbedeutsamen Konflikten mit den\r\nErfordernissen der Raumordnung oder mit anderen raumbedeutsamen Planungen und\r\nMaßnahmen führen wird.“\r\nVorschlag BVES: \"Für Vorhaben der Bundesfernstraße, der\r\nBundeswasserstraße, Schienenwege des Bundes sowie für\r\nPumpspeicherkraftwerke soll keine Raumverträglichkeitsprüfung durchgeführt\r\nwerden. § 15 Absatz 4 findet keine Anwendung.“\r\nBegründung: Der Vorschlag der Bundesregierung setzt eine Anzeige nach § 15 Abs.\r\n4 Satz 2 ROG voraus, damit auf eine Raumverträglichkeitsprüfung verzichtet werden\r\nkann. Nach § 15 Abs. 4 Satz 3 ROG sind dieser Anzeige die für die\r\nRaumverträglichkeitsprüfung erforderlichen Unterlagen beizufügen. Der\r\nVorhabenträger, der kein Raumordnungsverfahren durchführen will, muss somit einen\r\nvollständigen Satz an Unterlagen für ein Raumordnungsverfahren einschließlich\r\nraumordnerischer UVP erstellen und für den Fall einreichen, dass die Behörde doch\r\ngerne eine Raumverträglichkeitsprüfung hätte. Dies würde den bisherigen\r\nzeitraubenden und teuren Aufwand für eine Raumverträglichkeitsprüfung im\r\nWesentlichen nicht verringern. Die Neuregelung verfehlt somit ihr Ziel der\r\nBeschleunigung und Straffung deutlich. Auf Ebene einzelner Bundesländer würde dies\r\nsogar zu Verschlechterungen führen. Dort hat man bisher von einer\r\nRaumverträglichkeitsprüfung für Pumpspeicher-Projekte mit Bezug auf § 16 Abs. 2\r\nSatz 1 ROG abgesehen, um sinnvoller Weise die Raumordnung im\r\nPlanfeststellungsverfahren zu prüfen. Wenn nun in § 16 Abs. 2 Satz 2 ROG eine\r\nRegelung geschaffen wird, die für Planfeststellungsverfahren explizit auf § 15 Abs. 4\r\nSatz 2 ROG verweist, dann ist dieser Weg versperrt oder zumindest erschwert.\r\nZumindest in diesen Fällen führt die Neuregelung nicht zu einem geringeren, sondern\r\nzu einem höheren Aufwand.\r\n1.2) Sowie: Artikel 10 Änderung des Bundesnaturschutzgesetzes\r\n§ 15 Abs. 6a, Vorschlag BVES: „Die Erleichterungen nach § 15 Abs. 6a sollte\r\nnicht nur für Verkehrsprojekte gelten, sondern für alle Projekte, die im\r\nüberragenden öffentlichen Interesse stehen.“\r\nIm ursprünglichen Referentenentwurf war dies auch so formuliert: „Für Vorhaben, die\r\ndurch Bundesgesetz in das überragende öffentliche Interesse gestellt sind, stehen\r\nErsatzzahlungen nach Absatz 6 Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen nach Absatz 2\r\nSatz 3 und 4 gleichrangig zur Verfügung.“ Diese Formulierung sollte wieder\r\naufgegriffen werden.\r\nBegründung: Die Gesetzesbegründung (S. 131) verweist zurecht auf die\r\nzunehmende Knappheit an fachlich geeigneten Flächen für Ausgleichs- und\r\nErsatzmaßnahmen hin. Dieser Mangel kann zu erheblichen Aufwendungen und\r\nVerzögerungen in Genehmigungsverfahren führen. Wir teilen die Auffassung der\r\nBundesregierung, dass Ersatzzahlungen an das Bundesministerium für Umwelt,\r\nKlimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit oder an eine von ihm benannte\r\nStelle eine gleichwertige oder sogar höherwertige Alternative der Kompensation von\r\nEingriffen in den Naturhaushalt darstellen. Die Regelung stellt sicher, \"dass die\r\nErsatzzahlung zweckgebunden verwendet wird und ihre Verwendung nachweislich\r\neine gleichwertige oder höhere ökologische Aufwertung in dem betroffenen Naturraum\r\noder einem der angrenzenden Naturräume erwarten lässt.“ (Gesetzesbegründung\r\nSeite 133). Es ist daher nicht nachvollziehbar, dass dies Regelung auf Vorhaben aus\r\ndem Sondervermögen Infrastruktur und Klimaneutralität begrenzt werden sollen. Sie\r\nsollten, wie ursprünglich vorgesehen, auf alle Vorhaben gelten, die im überragenden\r\nöffentlichen Interesse stehen.\r\n2. VwVfG: Ergänzungsvorschlag BVES angelehnt etwa an § 57e BBerGG und § 10 Abs. 5\r\nBImSchG statt bzw. ergänzend zu § 73 Abs. 3a VwVfG:\r\n„Eine Behörde, deren Aufgabenbereich durch ein Vorhaben nach § 43 Absatz 1 Satz 1\r\nNummer 7 berührt wird, wird elektronisch durch die zuständige Behörde über das Verfahren\r\ninformiert und übermittelt ihre Stellungnahme ausschließlich elektronisch an die zuständige\r\nBehörde. Hat eine zu beteiligende Behörde bei einem Verfahren auf Zulassung einer Anlage\r\nnach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 7 innerhalb einer Frist von drei Monaten keine\r\nStellungnahme abgegeben, so ist davon auszugehen, dass die zu beteiligende Behörde sich\r\nnicht äußern will. Anstelle der Stellungnahme der zu beteiligenden Behörde kann die Behörde\r\nentweder zu Lasten der zu beteiligenden Behörde zur Prüfung der Zulässigkeit des Vorhabens\r\nein Sachverständigengutachten einholen oder selbst Stellung nehmen. Beides hat auf der\r\nGrundlage der geltenden Sach- und Rechtslage zum Zeitpunkt des Fristablaufs der\r\nBehördenbeteiligung zu erfolgen; dies gilt nicht für militärische Belange. Soweit für das\r\nVorhaben selbst oder für weitere damit unmittelbar in einem räumlichen oder betrieblichen\r\nZusammenhang stehende Vorhaben, die für die Genehmigung Bedeutung haben, eine\r\nZulassung nach anderen Gesetzen vorgeschrieben ist, wirkt die zuständige Behörde auf eine\r\nvollständige Koordinierung der Zulassungsverfahren sowie der Inhalts- und\r\nNebenbestimmungen hin.“\r\nBei Fragen stehe ich gerne zur Verfügung.\r\nFreundliche Grüße\r\nBeatrice Schulz\r\n________________________________________________\r\nBEATRICE SCHULZ\r\nGeschäftsleitung Technologien/Märkte\r\nExecutive Management Technologies/Markets\r\nTel. +49 30 54610 636 / Mob. +49 173 734 85 85\r\nb.schulz@bves.de\r\nBundesverband Energiespeicher Systeme e.V.\r\nEnergy Storage Systems Association\r\nOranienburger Str. 15, 10178 Berlin\r\ninfo@bves.de | www.bves.de\r\nSitz Berlin, AG Charlottenburg, VR 32260\r\nVORSCHLÄGE\r\nGENEHMIGUNGS -\r\nERLEICHTERUNGEN FÜR\r\nPUMPSPEICHER\r\n24.02.2026\r\nAktenvermerk\r\nDatum: 24. Februar 2026\r\nBetreff: Schluchseewerk AG – Vorschläge zur Novellierung des EnWG in Bezug auf Pumpspeicherkraftwerke\r\nVorbemerkung\r\nIn dem vorliegenden Dokument werden Überlegungen dazu angestellt, wie ein\r\nPlanfeststellungstatbestand für Pumpspeicherkraftwerke in das EnWG integriert\r\nwerden könnte. Ziel der Untersuchung ist es, die Genehmigungsverfahren zu vereinfachen, Hindernisse des bestehenden Rechts auszuräumen und insgesamt\r\nzu einer Beschleunigung beizutragen. Die Änderungsvorschläge beschränken\r\nsich auf dasjenige, was systematisch innerhalb des EnWG geregelt werden\r\nkönnte. Wünschenswert wären Änderungen auch in anderen Rechtsmaterien,\r\nbeispielsweise im Wasserrecht, Naturschutzrecht, Recht der Umweltverträglichkeitsprüfung, Klimaschutzrecht, Raumordnungsrecht, Verwaltungsverfahrensrecht und Verwaltungsprozessrecht. Solche weitergehenden Bestrebungen sind\r\njedoch nicht Gegenstand des vorliegenden Dokuments.\r\nIm Folgenden werden die derzeit geltenden und für die vorliegende Betrachtung\r\nrelevanten Vorschriften des EnWG in normaler Schrift dargestellt. Vorgeschlagene Änderungen sind im Änderungsmodus und durch vorangestellte „###“ am\r\nAnfang des Absatzes gekennzeichnet. Für die Änderungen werden kurze Begründungen gegeben, die an der eingerückten Formatierung erkennbar sind.\r\nNachfolgend werden auch einige Paragrafen aufgeführt, die inhaltlich nicht geändert werden sollen, aufgrund der vorgeschlagenen Änderungen in § 43 EnWG\r\nkünftig aber auch für Pumpspeicherkraftwerke gelten würden. Anwendbar würden auch die §§ 45-45b EnWG (Enteignung). Um die Darstellung nicht zu überfrachten, wurde aber auf die Wiedergabe dieser Vorschriften verzichtet.\r\n- 2 -\r\n1. ### § 3 Begriffsbestimmungen\r\nIm Sinne dieses Gesetzes sind oder ist\r\n…\r\n118. Pumpspeicherkraftwerk\r\nein Energiespeicher, in dem die Höhendifferenz zwischen mehreren künstlichen\r\noder natürlichen Wasserspeichern zur Umwandlung, Speicherung und Rückumwandlung von Energie genutzt wird, einschließlich aller für diese Betriebsvorgänge erforderlichen Anlagen wie insbesondere Stauanlagen, Dämme, Speicherbecken, Maßnahmen des Gewässerausbaus, Wasserkraftwerke, Pumpwerke, Wasserfassungen, Wasserleitungen, Betriebsgebäude, Betriebsstraßen,\r\nKavernen, Abgrabungen, Aufschüttungen, Deponien, Nebenanlagen, Umspannanlagen und der betriebsinternen Energieleitungen bis zum Netzverknüpfungspunkt.\r\nBegründung: Die Definition sollte möglichst umfassend sein, damit alle Bestandteile eines Pumpspeicherkraftwerks einbezogen\r\nund Gegenstand des Planfeststellungsverfahrens gemäß § 43\r\nsind.\r\n2. ### § 43 Erfordernis der Planfeststellung\r\n### (1) Die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung von folgenden Anlagen bedürfen der Planfeststellung durch die nach Landesrecht zuständige Behörde:\r\n1. Hochspannungsfreileitungen mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt oder\r\nmehr, ausgenommen\r\na) Bahnstromfernleitungen und\r\nb) Hochspannungsfreileitungen mit einer Gesamtlänge von bis zu 200 Metern,\r\ndie nicht in einem Natura 2000-Gebiet nach § 7 Absatz 1 Nummer 8 des Bundesnaturschutzgesetzes liegen,\r\n- 3 -\r\n2. Hochspannungsleitungen, die zur Netzanbindung von Windenergieanlagen\r\nauf See im Sinne des § 3 Nummer 49 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes im\r\nKüstenmeer als Seekabel und landeinwärts als Freileitung oder Erdkabel bis zu\r\ndem technisch und wirtschaftlich günstigsten Verknüpfungspunkt des nächsten\r\nÜbertragungs- oder Verteilernetzes verlegt werden sollen, mit Ausnahme von\r\nNebeneinrichtungen zu Offshore-Anbindungsleitungen,\r\n3. grenzüberschreitende Gleichstrom-Hochspannungsleitungen, die nicht unter\r\nNummer 2 fallen und die im Küstenmeer als Seekabel verlegt werden sollen, sowie deren Fortführung landeinwärts als Freileitung oder Erdkabel bis zu dem\r\ntechnisch und wirtschaftlich günstigsten Verknüpfungspunkt des nächsten Übertragungs- oder Verteilernetzes,\r\n4. Hochspannungsleitungen nach § 2 Absatz 5 und 6 des Bundesbedarfsplangesetzes,\r\n5. Gasversorgungsleitungen mit einem Durchmesser von mehr als 300 Millimetern und,\r\n6. Anbindungsleitungen von LNG-Anlagen an das Fernleitungsnetz mit einem\r\nDurchmesser von mehr als 300 Millimetern und.\r\n7. Pumpspeicherkraftwerken.\r\nBegründung: Hierdurch wird ein umfassender Planfeststellungstatbestand für Pumpspeicherkraftwerke geschaffen. Zugleich\r\nwird durch die Verankerung in § 43 sichergestellt, dass weitere\r\nVorschriften, die hierauf Bezug nehmen, Anwendung finden.\r\nLeitungen nach § 2 Absatz 1 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz bleiben unberührt. Die Errichtung, der Betrieb oder die Änderung eines Provisoriums selbst stellen keine Errichtung, keinen Betrieb und keine Änderung einer Hochspannungsfreileitung im energiewirtschaftlichen Sinne dar. Der\r\nBetreiber zeigt der zuständigen Immissionsschutzbehörde die Einhaltung der\r\nVorgaben nach den §§ 3 und 3a der Verordnung über elektromagnetische Felder,\r\nin der jeweils geltenden Fassung, mindestens zwei Wochen vor der Errichtung,\r\nder Inbetriebnahme oder einer Änderung mit geeigneten Unterlagen an.\r\n- 4 -\r\n### (2) Auf Antrag des Trägers des Vorhabens können durch Planfeststellung\r\ndurch die nach Landesrecht zuständige Behörde zugelassen werden:\r\n1. die für den Betrieb von Energieleitungen notwendigen Anlagen, insbesondere\r\nKonverterstationen, Phasenschieber, Verdichterstationen, Umspannanlagen und\r\nNetzverknüpfungspunkte, die auch in das Planfeststellungsverfahren für die\r\nEnergieleitung integriert werden können, einschließlich Nebeneinrichtungen zu\r\nOffshore-Anbindungsleitungen; dabei ist eine nachträgliche Integration in die Entscheidung zur Planfeststellung durch Planergänzungsverfahren möglich, solange die Entscheidung zur Planfeststellung gilt,\r\n2. die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung eines Erdkabels für Hochspannungsleitungen mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt im Küstenbereich\r\nvon Nord- und Ostsee, die in einem 20 Kilometer breiten Korridor, der längs der\r\nKüstenlinie landeinwärts verläuft, verlegt werden sollen; Küstenlinie ist die in der\r\nSeegrenzkarte Nummer 2920 „Deutsche Nordseeküste und angrenzende Gewässer“, Ausgabe 1994, XII, und in der Seegrenzkarte Nummer 2921 „Deutsche\r\nOstseeküste und angrenzende Gewässer“, Ausgabe 1994, XII, des Bundesamtes für Seeschifffahrt und Hydrographie jeweils im Maßstab 1 : 375 000 dargestellte Küstenlinie,*\r\n3. die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung eines Erdkabels mit einer\r\nNennspannung von 110 Kilovolt oder mehr zur Anbindung von Kraftwerken oder\r\nPumpspeicherkraftwerken an das Elektrizitätsversorgungsnetz,\r\n4. die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung eines sonstigen Erdkabels\r\nfür Hochspannungsleitungen mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt oder weniger, ausgenommen Bahnstromfernleitungen,\r\n5. die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung einer Freileitung mit einer\r\nNennspannung von unter 110 Kilovolt oder einer Bahnstromfernleitung, sofern\r\ndiese Leitungen mit einer Leitung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 1, 2 oder 3 auf\r\neinem Mehrfachgestänge geführt werden und in das Planfeststellungsverfahren\r\nfür diese Leitung integriert werden; Gleiches gilt für Erdkabel mit einer Nennspannung von unter 110 Kilovolt, sofern diese im räumlichen und zeitlichen\r\n- 5 -\r\nZusammenhang mit der Baumaßnahme eines Erdkabels nach Absatz 1 Satz 1\r\nNummer 2 bis 4 oder nach den Nummern 2 bis 4 mit verlegt werden,\r\n6. Leerrohre, die im räumlichen und zeitlichen Zusammenhang mit der Baumaßnahme eines Erdkabels nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 bis 4 oder nach den\r\nNummern 2 bis 4 mit verlegt werden,\r\n7. die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung von Energiekopplungsanlagen,\r\n8. die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung von Großspeicheranlagen\r\nmit einer Nennleistung ab 50 Megawatt, soweit sie nicht Absatz 1 Satz 1 Nummer 7 oder § 126 des Bundesberggesetzes unterfallen,\r\nBegründung: Wenn Pumpspeicherkraftwerke obligatorisch planfeststellungsbedürftig werden, sind sie hier auszunehmen. Denkbar wäre auch, dass es bei der fakultativen Planfeststellung\r\nbleibt und Pumpspeicherkraftwerke in der Nummer 8 neben den\r\nGroßspeicheranlagen aufgenommen werden.\r\n9. die Errichtung und der Betrieb von Anlagen nach § 2 Absatz 1 Nummer 1 des\r\nLNG-Beschleunigungsgesetzes einschließlich erforderlicher Nebenanlagen und\r\ntechnischer und baulicher Nebeneinrichtungen, dabei kann auch eine Verbindung mit einem nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 6 durchzuführenden Planfeststellungsverfahren erfolgen,\r\n10. die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung von Provisorien, die auch\r\nin das Planfeststellungsverfahren für die Energieleitungen integriert werden können; dabei ist eine nachträgliche Integration in die Entscheidung zur Planfeststellung durch Planergänzungsverfahren möglich, solange die Entscheidung zur\r\nPlanfeststellung gilt und\r\n11. die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung von Hochspannungsfreileitungen, mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt oder mehr und mit einer Gesamtlänge von bis zu 200 Metern, die nicht in einem Natura 2000-Gebiet nach\r\n§ 7 Absatz 1 Nummer 8 des Bundesnaturschutzgesetzes liegen.\r\n- 6 -\r\nSatz 1 ist für Erdkabel auch bei Abschnittsbildung anzuwenden, wenn die Erdverkabelung in unmittelbarem Zusammenhang mit dem beantragten Abschnitt\r\neiner Freileitung steht.\r\n(3) Bei der Planfeststellung sind die von dem Vorhaben berührten öffentlichen\r\nund privaten Belange im Rahmen der Abwägung zu berücksichtigen. Soweit bei\r\neinem Vorhaben im Sinne des Absatzes 1 Satz 1 Nummer 1 bis 4 eine Änderung\r\noder Erweiterung einer Leitung im Sinne von § 3 Nummer 1 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz, ein Ersatzneubau im Sinne des § 3\r\nNummer 4 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz oder ein\r\nParallelneubau im Sinne des § 3 Nummer 5 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz beantragt wird, ist eine Prüfung in Frage kommender\r\nAlternativen für den beabsichtigten Verlauf der Trasse auf den Raum in und unmittelbar neben der Bestandstrasse beschränkt. Eine Prüfung außerhalb dieses\r\nRaumes ist nur aus zwingenden Gründen durchzuführen. Sie ist insbesondere\r\ndann erforderlich, wenn das Vorhaben einzeln oder im Zusammenwirken mit der\r\nHochspannungsleitung der Bestandstrasse\r\n1. nach § 34 Absatz 2 des Bundesnaturschutzgesetzes unzulässig wäre oder\r\n2. gegen die Verbote des § 44 Absatz 1 auch in Verbindung mit Absatz 5 des\r\nBundesnaturschutzgesetzes verstoßen würde.\r\nZiele der Raumordnung, die den Abstand von Hochspannungsleitungen zu Gebäuden oder überbaubaren Grundstücksflächen regeln, sind keine zwingenden\r\nGründe im Sinne von Satz 3. Die Sätze 2 bis 5 sind bei Offshore-Anbindungsleitungen nur für den landseitigen Teil anzuwenden.\r\n(3a) Die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung von Hochspannungsleitungen nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 bis 4 und von Pumpspeicherkraftwerken\r\nnach Absatz 1 Satz 1 Nummer 7 einschließlich der für den Betrieb notwendigen\r\nAnlagen liegen im überragenden öffentlichen Interesse und dienen der öffentlichen Sicherheit. Bis die Stromversorgung im Bundesgebiet nahezu treibhausgasneutral ist, soll der beschleunigte Ausbau der in Satz 1 genannten Hochspannungsleitungen nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 bis 4 und der für den Betrieb\r\n- 7 -\r\nnotwendigen Anlagen als vorrangiger Belang in die jeweils durchzuführende\r\nSchutzgüterabwägung eingebracht werden. Satz 2 ist nicht gegenüber Belangen\r\nder Landes- und Bündnisverteidigung anzuwenden.\r\nBegründung: Für Energiespeicheranlagen gilt zwar § 11c EnWG.\r\nDie Definition des Pumpspeicherkraftwerks geht aber über jene\r\nder Energiespeicheranlage hinaus und umfasst die für den Betrieb notwendigen (Neben-) Anlagen. Deshalb bedarf es einer\r\nRegelung, die klarstellt, dass Pumpspeicherkraftwerke insgesamt im überragenden öffentlichen Interesse liegen. Außerdem\r\nerscheint eine Ergänzung in § 43 Abs. 3a systematisch konsequent, wenn Pumpspeicherkraftwerken den anderen Anlagen in\r\n§ 43 Abs. 1 gleichgestellt werden.\r\n(3b) Die nach Landesrecht zuständige Behörde ist zu einer detaillierten Prüfung\r\nvon Alternativen nur verpflichtet, wenn es sich um Ausführungsvarianten handelt,\r\ndie sich nach den in dem jeweiligen Stadium des Planungsprozesses angestellten Sachverhaltsermittlungen auf Grund einer überschlägigen Prüfung der insoweit abwägungsrelevanten Belange nach Absatz 3 Satz 1 und Absatz 3a als eindeutig vorzugswürdig erweisen könnten. Der Plan enthält auch Erläuterungen zur\r\nAuswahlentscheidung des Vorhabenträgers einschließlich einer Darstellung der\r\nhierzu ernsthaft in Betracht gezogenen Alternativen.\r\n(3c) Bei der Planfeststellung von Vorhaben nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 bis\r\n4 sind bei der Abwägung nach Absatz 3 insbesondere folgende Belange mit besonderem Gewicht zu berücksichtigen:\r\n1. eine möglichst frühzeitige Inbetriebnahme des Vorhabens,\r\n2. ein möglichst geradliniger Verlauf zwischen dem Anfangs- und dem Endpunkt\r\ndes Vorhabens,\r\n3. eine möglichst wirtschaftliche Errichtung und ein möglichst wirtschaftlicher Betrieb des Vorhabens.\r\nSatz 1 Nummer 2 ist nicht anzuwenden, soweit eine Bündelung mit anderer linearer Infrastruktur beantragt wird, insbesondere in den Fällen des Absatzes 3 Satz\r\n2. Absatz 3a Satz 2 bleibt unberührt.\r\n- 8 -\r\n### (3d) Bei der Planfeststellung von Vorhaben nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 7\r\nsind bei der Abwägung nach Absatz 3 insbesondere folgende Belange mit besonderem Gewicht zu berücksichtigen:\r\n1. eine möglichst frühzeitige Inbetriebnahme des Vorhabens,\r\n2. eine möglichst wirtschaftliche Errichtung und ein möglichst wirtschaftlicher Betrieb des Vorhabens.\r\nBegründung: Die in der Praxis hilfreiche Regelung des Abs. 3c\r\nsollte auch für Pumpspeicherkraftwerke gelten, wobei es in Bezug auf die Besonderheiten von Pumpspeicherkraftwerken einer\r\nmodifizierten Regelung bedarf.\r\n(4) Für das Planfeststellungsverfahren sind die §§ 72 bis 78 des Verwaltungsverfahrensgesetzes nach Maßgabe dieses Gesetzes anzuwenden.\r\n(5) Die Maßgaben sind entsprechend anzuwenden, soweit das Verfahren landesrechtlich durch ein Verwaltungsverfahrensgesetz geregelt ist.\r\n3. § 43a Anhörungsverfahren\r\nFür das Anhörungsverfahren gilt § 73 des Verwaltungsverfahrensgesetzes mit\r\nfolgenden Maßgaben:\r\n1. Der Plan ist gemäß § 73 Absatz 2 des Verwaltungsverfahrensgesetzes innerhalb von zwei Wochen nach Zugang auszulegen.\r\n2. Die Einwendungen und Stellungnahmen sind dem Vorhabenträger und den\r\nvon ihm Beauftragten zur Verfügung zu stellen, um eine Erwiderung zu ermöglichen; datenschutzrechtliche Bestimmungen sind zu beachten; auf Verlangen des\r\nEinwenders sollen dessen Name und Anschrift unkenntlich gemacht werden,\r\nwenn diese zur ordnungsgemäßen Durchführung des Verfahrens nicht erforderlich sind; auf diese Möglichkeit ist in der öffentlichen Bekanntmachung hinzuweisen.\r\n3. Die Anhörungsbehörde kann auf eine Erörterung im Sinne des § 73 Absatz 6\r\ndes Verwaltungsverfahrensgesetzes und des § 18 Absatz 1 Satz 4 des Gesetzes\r\n- 9 -\r\nüber die Umweltverträglichkeitsprüfung verzichten. Ein Erörterungstermin findet\r\nnicht statt, wenn\r\na) Einwendungen gegen das Vorhaben nicht oder nicht rechtzeitig erhoben worden sind,\r\nb) die rechtzeitig erhobenen Einwendungen zurückgenommen worden sind,\r\nc) ausschließlich Einwendungen erhoben worden sind, die auf privatrechtlichen\r\nTiteln beruhen, oder\r\nd) alle Einwender auf einen Erörterungstermin verzichten.\r\nFindet keine Erörterung statt, so hat die Anhörungsbehörde ihre Stellungnahme\r\ninnerhalb von sechs Wochen nach Ablauf der Einwendungsfrist abzugeben und\r\nsie der Planfeststellungsbehörde zusammen mit den sonstigen in § 73 Absatz 9\r\ndes Verwaltungsverfahrensgesetzes aufgeführten Unterlagen zuzuleiten.\r\n4. Soll ein ausgelegter Plan geändert werden, so kann im Regelfall von der Erörterung im Sinne des § 73 Absatz 6 des Verwaltungsverfahrensgesetzes und des\r\n§ 18 Absatz 1 Satz 4 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung abgesehen werden.\r\nDie Auslegung nach Satz 1 Nummer 1 wird dadurch bewirkt, dass die Dokumente\r\nauf der Internetseite der für die Auslegung zuständigen Behörde zugänglich gemacht werden. Auf Verlangen eines Beteiligten, das während der Dauer der Auslegung an die zuständige Behörde zu richten ist, wird ihm eine alternative, leicht\r\nzu erreichende Zugangsmöglichkeit zur Verfügung gestellt; dies ist in der Regel\r\ndie Übersendung eines gängigen elektronischen Speichermediums, auf dem die\r\nauszulegenden Unterlagen gespeichert sind.\r\n4. ### § 43b Planfeststellungsbeschluss, Plangenehmigung\r\n(1) Für Planfeststellung und Plangenehmigung sind die §§ 73 und 74 des Verwaltungsverfahrensgesetzes nach Maßgabe der Absätze 2 bis 5 anzuwenden.\r\n- 10 -\r\n(2) Bei Planfeststellungen für Vorhaben nach § 43 Absatz 1 Satz 1 wird die Öffentlichkeit, einschließlich der Vereinigungen nach § 73 Absatz 4 Satz 5 des Verwaltungsverfahrensgesetzes, ausschließlich entsprechend § 18 Absatz 2 des\r\nGesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung mit der Maßgabe einbezogen,\r\ndass die Gelegenheit zur Äußerung einschließlich Einwendungen und Stellungnahmen innerhalb eines Monats nach der Einreichung des vollständigen Plans\r\nfür eine Frist von sechs Wochen zu gewähren ist:\r\n1. für ein bis zum Ablauf des 31. Dezember 2010 beantragtes Vorhaben für die\r\nErrichtung und den Betrieb sowie die Änderung von Hochspannungsfreileitungen\r\noder Gasversorgungsleitungen, das der im Hinblick auf die Gewährleistung der\r\nVersorgungssicherheit dringlichen Verhinderung oder Beseitigung längerfristiger\r\nÜbertragungs-, Transport- oder Verteilungsengpässe dient,\r\n2. für ein Vorhaben, das in der Anlage zum Energieleitungsausbaugesetz aufgeführt ist.\r\n(3) Ein Verfahren zur Planfeststellung oder Plangenehmigung bei einem Vorhaben, dessen Auswirkungen über das Gebiet eines Landes hinausgehen, ist zwischen den zuständigen Behörden der beteiligten Länder abzustimmen.\r\n### (4) Bei einem Vorhaben nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 bis 4 und 7,\r\nAbsatz 2 Satz 1 Nummer 1 bis 6 ,10 und 11 und Satz 2 sowie bei einem Vorhaben\r\nnach § 1 des Bundesbedarfsplangesetzes und nach § 1 des Energieleitungsausbaugesetzes wird vermutet, dass die folgenden Daten zum Zeitpunkt der Zulassungsentscheidung hinreichend aktuell sind:\r\nBegründung: Die Regelung muss auch für Pumpspeicherkraftwerke gelten. Man könnte sie auch generell für alle Vorhaben\r\ndes § 43 Abs. 1 und Abs. 2 für anwendbar erklären, weil sie ohnehin nur die allgemein für alle Vorhaben geltende Rechtsprechung kodifiziert und es insoweit keine Gründe für eine unterschiedliche Behandlung der Anlagen des § 43 gibt.\r\n1. Daten, die den Unterlagen des Vorhabenträgers zugrunde liegen, insbesondere einem Sachverständigengutachten, einer Bestandserfassung oder einer\r\nAuswirkungsprognose, die zur Prüfung der Vereinbarkeit der Errichtung, des\r\n- 11 -\r\nBetriebs oder der Änderung eines Vorhabens mit den umweltrechtlichen Vorgaben erstellt wurden, sowie\r\n2. Daten über ökologische Verhältnisse am Standort oder in seiner Umgebung.\r\nSatz 1 ist nicht anzuwenden, wenn\r\n1. die Daten zum Zeitpunkt der Zulassungsentscheidung älter als fünf Jahre sind\r\noder\r\n2. der zuständigen Behörde aufgrund substantiierter Stellungnahmen oder Einwendungen im Anhörungsverfahren oder aufgrund eigener Erkenntnisse Hinweise vorliegen, dass sich der maßgebliche Sachverhalt verändert hat und davon\r\nauszugehen ist, dass sich dies auf die Entscheidung auswirken kann.\r\nDie den Unterlagen nach Satz 1 zugrunde liegenden Daten, die zum Zeitpunkt\r\nder Zulassungsentscheidung älter als fünf Jahre sind, soll die zuständige Behörde ihrer Entscheidung zugrunde legen, soweit sie sich von deren fortbestehender Aussagekraft überzeugt hat, insbesondere, wenn für diese Art der Daten\r\nkeine Veränderung zu erwarten ist.\r\n(5) Der Planfeststellungsbeschluss wird dem Vorhabenträger zugestellt. Im Übrigen wird der Planfeststellungsbeschluss öffentlich bekannt gegeben, indem er\r\nfür die Dauer von zwei Wochen auf der Internetseite der Planfeststellungsbehörde mit der Rechtsbehelfsbelehrung zugänglich gemacht wird und zusätzlich\r\nmit seinem verfügenden Teil und der Rechtsbehelfsbelehrung sowie einem Hinweis auf die Zugänglichmachung im Internet und in örtlichen Tageszeitungen, die\r\nin dem Gebiet, auf das sich das Vorhaben voraussichtlich auswirken wird, verbreitet sind, bekannt gemacht wird. Nach dem Ablauf von zwei Wochen seit der\r\nZugänglichmachung auf der Internetseite der Planfeststellungsbehörde gilt der\r\nPlanfeststellungsbeschluss gegenüber den Betroffenen und demjenigen, der Einwendungen erhoben hat, als bekannt gegeben. Hierauf ist in der Bekanntmachung hinzuweisen. Einem Betroffenen oder demjenigen, der Einwendungen erhoben hat, wird eine leicht zu erreichende Zugangsmöglichkeit zur Verfügung\r\ngestellt, wenn er oder sie während der Dauer der Veröffentlichung ein\r\n- 12 -\r\nentsprechendes Verlangen an die Planfeststellungsbehörde gerichtet hat. Dies\r\nist in der Regel die Übersendung eines gängigen elektronischen Speichermediums, auf dem die auszulegenden Unterlagen gespeichert sind. Auf die andere\r\nZugangsmöglichkeit ist in der Bekanntgabe nach Satz 2 hinzuweisen.\r\n(6) Die nach Landesrecht zuständige Behörde soll einen Planfeststellungsbeschluss in den Fällen des § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 und 4 für OffshoreAnbindungsleitungen nach Eingang der Unterlagen innerhalb von zwölf Monaten\r\nfassen. Die nach Landesrecht zuständige Behörde kann die Frist um drei Monate\r\nverlängern, wenn dies wegen der Schwierigkeit der Prüfung oder aus Gründen,\r\ndie dem Antragsteller zuzurechnen sind, erforderlich ist. Die Fristverlängerung\r\nsoll gegenüber dem Antragsteller begründet werden.\r\n### (7) Die nach Landesrecht zuständige Behörde soll einen Planfeststellungsbeschluss in den Fällen des § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 7 nach Eingang der\r\nUnterlagen innerhalb von zwölf Monaten fassen. Die nach Landesrecht zuständige Behörde kann die Frist um drei Monate verlängern, wenn dies wegen der\r\nSchwierigkeit der Prüfung oder aus Gründen, die dem Antragsteller zuzurechnen\r\nsind, erforderlich ist. Die Fristverlängerung soll gegenüber dem Antragsteller begründet werden.\r\nBegründung: Zur Beschleunigung sollten Verfahrensfristen aufgenommen werden. Für PCI-Vorhaben gelten Anforderungen,\r\ndie wegen des Anwendungsvorrangs des Unionsrechts unberührt bleiben. Wünschenswert wäre eine zeitliche Befristung der\r\nVollständigkeitsprüfung, weil Entscheidungsfristen sonst umgangen werden können. Im Hinblick darauf, dass sich in EnWG dazu\r\nbislang keine Regelung findet, haben wir von einem Vorschlag\r\nabgesehen. Er müsste für alle Vorhaben konzipiert werden.\r\n5. § 43c Rechtswirkungen der Planfeststellung und Plangenehmigung\r\nFür die Rechtswirkungen der Planfeststellung und Plangenehmigung gilt § 75 des\r\nVerwaltungsverfahrensgesetzes mit folgenden Maßgaben:\r\n1. Wird mit der Durchführung des Plans nicht innerhalb von zehn Jahren nach\r\nEintritt der Unanfechtbarkeit begonnen, so tritt er außer Kraft, es sei denn, er wird\r\n- 13 -\r\nvorher auf Antrag des Trägers des Vorhabens von der Planfeststellungsbehörde\r\num höchstens fünf Jahre verlängert.\r\n2. Vor der Entscheidung nach Nummer 1 ist eine auf den Antrag begrenzte Anhörung nach den für die Planfeststellung oder für die Plangenehmigung vorgeschriebenen Verfahren durchzuführen.\r\n3. Für die Zustellung und Auslegung sowie die Anfechtung der Entscheidung über\r\ndie Verlängerung sind die Bestimmungen über den Planfeststellungsbeschluss\r\nentsprechend anzuwenden.\r\n4. Wird eine Planergänzung oder ein ergänzendes Verfahren nach § 75 Absatz\r\n1a Satz 2 des Verwaltungsverfahrensgesetzes erforderlich und wird diese\r\nPlanergänzung oder dieses ergänzende Verfahren unverzüglich betrieben, so\r\nbleibt die Durchführung des Vorhabens zulässig, soweit es von der Planergänzung oder dem Ergebnis des ergänzenden Verfahrens offensichtlich nicht berührt\r\nist.\r\n6. § 43d Planänderung vor Fertigstellung des Vorhabens\r\nFür die Planergänzung und das ergänzende Verfahren im Sinne des § 75 Abs. 1a\r\nSatz 2 des Verwaltungsverfahrensgesetzes und für die Planänderung vor Fertigstellung des Vorhabens gilt § 76 des Verwaltungsverfahrensgesetzes mit der\r\nMaßgabe, dass im Falle des § 76 Abs. 1 des Verwaltungsverfahrensgesetzes\r\nvon einer Erörterung im Sinne des § 73 Abs. 6 des Verwaltungsverfahrensgesetzes und des § 18 Absatz 1 Satz 4 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung abgesehen werden soll. Im Übrigen gelten für das neue Verfahren die\r\nVorschriften dieses Gesetzes.\r\n7. ### § 43e Rechtsbehelfe\r\n(1) Die Anfechtungsklage gegen einen Planfeststellungsbeschluss oder eine\r\nPlangenehmigung hat keine aufschiebende Wirkung. Der Antrag auf Anordnung\r\nder aufschiebenden Wirkung der Anfechtungsklage gegen einen Planfeststellungsbeschluss oder eine Plangenehmigung nach § 80 Absatz 5 Satz 1 der Verwaltungsgerichtsordnung kann seitens des Vorhabenträgers nur innerhalb eines\r\n- 14 -\r\nMonats nach der Zustellung und im Übrigen nur innerhalb eines Monats nach der\r\nBekanntgabe nach § 43b Absatz 1 Nummer 3 Satz 2 und 3 des Planfeststellungsbeschlusses oder der Plangenehmigung gestellt und begründet werden. § 58 der\r\nVerwaltungsgerichtsordnung gilt entsprechend.\r\n(2) Treten später Tatsachen ein, die die Anordnung der aufschiebenden Wirkung\r\nrechtfertigen, so kann der durch den Planfeststellungsbeschluss oder die Plangenehmigung Beschwerte einen hierauf gestützten Antrag nach § 80 Abs. 5 Satz\r\n1 der Verwaltungsgerichtsordnung innerhalb einer Frist von einem Monat stellen\r\nund begründen. Die Frist beginnt mit dem Zeitpunkt, in dem der Beschwerte von\r\nden Tatsachen Kenntnis erlangt.\r\n(3) Der Kläger hat innerhalb einer Frist von zehn Wochen ab Klageerhebung die\r\nzur Begründung seiner Klage dienenden Tatsachen und Beweismittel anzugeben. Erklärungen und Beweismittel, die erst nach Ablauf dieser Frist vorgebracht\r\nwerden, sind nur zuzulassen, wenn der Kläger die Verspätung genügend entschuldigt. Der Entschuldigungsgrund ist auf Verlangen des Gerichts glaubhaft zu\r\nmachen. Satz 2 gilt nicht, wenn es mit geringem Aufwand möglich ist, den Sachverhalt auch ohne Mitwirkung des Klägers zu ermitteln. Die Frist nach Satz 1\r\nkann durch den Vorsitzenden oder den Berichterstatter auf Antrag verlängert\r\nwerden, wenn der Kläger in dem Verfahren, in dem die angefochtene Entscheidung ergangen ist, keine Möglichkeit der Beteiligung hatte.\r\n### (4) Für Energieleitungen, die nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 planfestgestellt werden, sowie für Anlagen, die für den Betrieb dieser Energieleitungen\r\nnotwendig sind und die nach § 43 Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 planfestgestellt\r\nwerden, ist § 50 Absatz 1 Nummer 6 der Verwaltungsgerichtsordnung anzuwenden. § 50 Absatz 1 Nummer 6 der Verwaltungsgerichtsordnung ist auch anzuwenden für auf diese Energieleitungen und auf für deren Betrieb notwendige Anlagen bezogene Zulassungen des vorzeitigen Baubeginns und Anzeigeverfahren\r\nsowie für Genehmigungen nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz für Anlagen, die für den Betrieb dieser Energieleitungen notwendig sind. § 50 Absatz 1\r\nNummer 6 der Verwaltungsgerichtsordnung ist auch anzuwenden auf Pumpspeicherkraftwerke gemäß § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 7.\r\n- 15 -\r\nBegründung: Die erstinstanzliche Zuständigkeit des BVerwG ist\r\nim Hinblick auf ihre energiewirtschaftliche Bedeutung und die\r\nnotwendige Beschleunigung auch bei Pumpspeicherkraftwerken\r\ngeboten.\r\n8. § 43f Änderungen im Anzeigeverfahren\r\n(1) Unwesentliche Änderungen oder Erweiterungen können anstelle des Planfeststellungsverfahrens durch ein Anzeigeverfahren zugelassen werden. Eine\r\nÄnderung oder Erweiterung ist nur dann unwesentlich, wenn\r\n1. nach dem Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung oder nach Absatz 2\r\nhierfür keine Umweltverträglichkeitsprüfung durchzuführen ist,\r\n2. andere öffentliche Belange nicht berührt sind oder die erforderlichen behördlichen Entscheidungen vorliegen und sie dem Plan nicht entgegenstehen und\r\n3. Rechte anderer nicht beeinträchtigt werden oder mit den vom Plan Betroffenen\r\nentsprechende Vereinbarungen getroffen werden.\r\n(2) Abweichend von den Vorschriften des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung ist eine Umweltverträglichkeitsprüfung für die Änderung oder Erweiterung nicht durchzuführen bei\r\n1. Änderungen oder Erweiterungen von Gasversorgungsleitungen zur Ermöglichung des Transports von Wasserstoff nach § 43l Absatz 4,\r\n2. Umbeseilungen,\r\n3. Zubeseilungen oder\r\n4. standortnahen Maständerungen.\r\nSatz 1 Nummer 2 und 3 ist nur anzuwenden, wenn die nach Landesrecht zuständige Behörde feststellt, dass die Vorgaben der §§ 3, 3a und 4 der Verordnung\r\nüber elektromagnetische Felder und die Vorgaben der Technischen Anleitung\r\nzum Schutz gegen Lärm vom 26. August 1998 (GMBl S. 503) in der jeweils geltenden Fassung eingehalten sind. Einer Feststellung, dass die Vorgaben der\r\n- 16 -\r\nTechnischen Anleitung zum Schutz gegen Lärm vom 26. August 1998 (GMBl S.\r\n503) in der jeweils geltenden Fassung eingehalten sind, bedarf es nicht bei Änderungen, welche nicht zu Änderungen der Beurteilungspegel im Sinne der Technischen Anleitung zum Schutz gegen Lärm in der jeweils geltenden Fassung führen. Satz 1 Nummer 2 bis 4 ist ferner jeweils nur anzuwenden, sofern einzeln\r\noder im Zusammenwirken mit anderen Vorhaben eine erhebliche Beeinträchtigung eines Natura 2000-Gebiets oder eines bedeutenden Brut- oder Rastgebiets\r\ngeschützter Vogelarten nicht zu erwarten ist. Satz 1 Nummer 2 bis 4 ist bei\r\nHöchstspannungsfreileitungen mit einer Nennspannung von 220 Kilovolt oder\r\nmehr ferner nur anzuwenden, wenn die Zubeseilung eine Länge von höchstens\r\n15 Kilometern hat, oder die standortnahen Maständerungen oder die bei einer\r\nUmbeseilung erforderlichen Masterhöhungen räumlich zusammenhängend auf\r\neiner Länge von höchstens 15 Kilometern erfolgen.\r\n(3) Abweichend von Absatz 1 Satz 2 Nummer 2 kann eine Änderung oder Erweiterung auch dann im Anzeigeverfahren zugelassen werden, wenn die nach Landesrecht zuständige Behörde im Einvernehmen mit der zuständigen Immissionsschutzbehörde feststellt, dass die Vorgaben nach den §§ 3, 3a und 4 der Verordnung über elektromagnetische Felder und die Vorgaben der Technischen Anleitung zum Schutz gegen Lärm vom 26. August 1998 (GMBl S. 503) in der jeweils\r\ngeltenden Fassung eingehalten sind, und wenn weitere öffentliche Belange nicht\r\nberührt sind oder die hierfür erforderlichen behördlichen Entscheidungen vorliegen und sie dem Plan nicht entgegenstehen. Absatz 2 Satz 3 ist entsprechend\r\nanzuwenden.\r\n(4) Der Vorhabenträger zeigt gegenüber der nach Landesrecht zuständigen Behörde die von ihm geplante Maßnahme an. Der Anzeige sind in ausreichender\r\nWeise Erläuterungen beizufügen, aus denen sich ergibt, dass die geplante Änderung oder Erweiterung den Voraussetzungen der Absätze 1 bis 3 genügt. Insbesondere bedarf es einer Darstellung zu den zu erwartenden Umweltauswirkungen. Die nach Landesrecht zuständige Behörde entscheidet innerhalb eines Monats, ob anstelle des Anzeigeverfahrens ein Plangenehmigungs- oder Planfeststellungsverfahren durchzuführen ist oder die Maßnahme von einem förmlichen\r\nVerfahren freigestellt ist. Prüfgegenstand ist nur die jeweils angezeigte Änderung\r\n- 17 -\r\noder Erweiterung; im Falle des Absatzes 2 Satz 1 Nummer 1 bedarf es keiner\r\nPrüfung der dinglichen Rechte anderer; im Fall der standortnahen Maständerung\r\nbleibt es unabhängig von den Vorgaben der §§ 3, 3a und 4 der Verordnung über\r\nelektromagnetische Felder und den Vorgaben der Technischen Anleitung zum\r\nSchutz gegen Lärm vom 26. August 1998 (GMBl S. 503) in der jeweils geltenden\r\nFassung beim Anzeigeverfahren. Die Entscheidung ist dem Vorhabenträger bekannt zu machen.\r\n(5) Für die Zwecke der §§ 12j, 14f, 43, 43o und dieses Paragrafen sind die Begriffsbestimmungen des § 3 Nummer 1, 2 und 4 bis 6 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz sowie im Anwendungsbereich der Verordnung über elektromagnetische Felder in der jeweils geltenden Fassung die Begriffsbestimmungen des § 3 Nummer 2 und 6 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz entsprechend anzuwenden. Im Anwendungsbereich\r\nder Verordnung über elektromagnetische Felder in der jeweils geltenden Fassung stellt es keine neue Trasse dar, wenn der Schutzstreifen der geänderten\r\noder erweiterten Leitung den Schutzstreifen der bisherigen Leitung auf jeder\r\nSeite um nicht mehr als 20 Meter überschreitet.\r\n(6) § 43e ist entsprechend anzuwenden.\r\n9. § 43o Vergleich zur ursprünglichen Netzinfrastruktur\r\nUnterliegt die Änderung oder Erweiterung einer Leitung, ein Ersatzneubau oder\r\nein Parallelneubau bei einer Maßnahme nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1\r\nbis 4 einem Überprüfungsverfahren nach § 43n Absatz 3, einer Feststellung, ob\r\neine Umweltverträglichkeitsprüfung erforderlich ist, oder einer Umweltverträglichkeitsprüfung, so beschränkt sich dieses Überprüfungsverfahren, diese Feststellung oder diese Umweltverträglichkeitsprüfung auf die potenziellen Auswirkungen, die sich aus der Änderung oder Erweiterung der Leitung, dem Ersatzneubau\r\noder dem Parallelneubau im Vergleich zur ursprünglichen Netzinfrastruktur ergeben. Bei der Festsetzung einer Kompensation aufgrund einer Beeinträchtigung\r\ndes Landschaftsbildes ist auf die Veränderung gegenüber der Bestandssituation\r\nabzustellen.\r\n- 18 -\r\n10. ### § 43p Pumpspeicherkraftwerke\r\n### (1) Bedürfen die Errichtung, der Betrieb oder die Änderung eines Pumpspeicherkraftwerks neben der Planfeststellung gemäß § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 7 auch einer oder mehrerer Planfeststellungen nach anderen Rechtsvorschriften, dann wird das Planfeststellungsverfahren nach den Vorschriften dieses\r\nGesetzes durchgeführt.\r\nBegründung: Da mehrere Planfeststellungsverfahren in Betracht\r\nkommen (neben dem EnWG auch WHG und UVPG), sollte gesetzlich klargestellt werden, dass die Planfeststellung nach\r\nEnWG durchgeführt wird (die anderen Planfeststellungen unterfallen dann der Konzentrationswirkung gemäß § 75 Abs. 1\r\nSatz 1 VwVfG).\r\n### (2) Bedürfen nach dem Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung nur\r\nTeile eines Pumpspeicherkraftwerks oder seines Betriebs einer Umweltverträglichkeitsprüfung oder einer Vorprüfung, dann erfasst diese Prüfung nur die Teile,\r\nfür die das Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung die entsprechende\r\nPrüfung eröffnet. Auf Antrag des Vorhabenträgers wird die Umweltverträglichkeitsprüfung oder Vorprüfung auch auf andere Teile des Pumpspeicherkraftwerks erstreckt. Soll eine wasserrechtliche Gestattung für eine mit einem Pumpspeicherkraftwerk verbundene Gewässerbenutzung wegen Ablaufs der Befristung ohne wesentliche Änderung von Art, Maß und Zweck der Benutzung erneuert werden, dann bedarf dies keiner Umweltverträglichkeitsprüfung oder Vorprüfung nach dem Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung.\r\nBegründung: In der Anlage 1 zum UVPG gibt es keinen Tatbestand Pumpspeicherkraftwerk, aber andere in Betracht kommende Tatbestände für Wasserkraftanlagen, Wasserfernleitungen, künstliche Wasserspeicher, Maßnahmen des Gewässerausbaus, Energieleitungen, Rodungen, Straßen. Es sollte klargestellt werden, dass die UVP auf diese Tatbestände beschränkt\r\nbleibt, auch wenn der Begriff des Pumpspeicherkraftwerks darüber hinausgeht. Im Hinblick auf Schwierigkeiten bei der Abgrenzung dieser Tatbestände und einer im Einzelfall möglicherweise\r\nnur geringen Differenz zum Gesamtvorhaben sollte der Vorhabenträger die Möglichkeit erhalten, eine inhaltlich\r\n- 19 -\r\nüberschießende UVP oder UVP-Vorprüfung für das Gesamtvorhaben durchzuführen.\r\nWenn eine wasserrechtliche Gestattung wegen Fristablaufs\r\nohne inhaltliche Änderung erneuert werden soll, sollte keine UVP\r\nund UVP-Vorprüfung erforderlich sein. Das räumt die Unsicherheit aus, ob die bloße Erneuerung der wasserrechtlichen Gestattung eine Änderung des Betriebs im Sinne des UVPG ist. Im Hinblick auf die gebotene Delta-Prüfung (§ 43o und unten Abs. 3)\r\nmüsste eine allgemeine Vorprüfung bei einer bloßen Fortsetzung\r\ndes Betriebs ohne inhaltliche Änderung regelmäßig zur Verneinung erheblicher Umweltauswirkungen führen. Angesichts dessen kann der Entfall derartiger Prüfungen zur Beschleunigung\r\ndes Verfahrens gesetzlich festgestellt werden. Das beseitigt Anwendungsprobleme in der insoweit uneinheitlichen Praxis.\r\n### (3) § 43o gilt entsprechend, soweit ein Pumpspeicherkraftwerk oder sein Betrieb oder die für ein Pumpspeicherkraftwerk erteilten wasserrechtlichen Gestattungen geändert, erweitert oder erneuert werden sollen. Bei dem Vergleich mit\r\nder Bestandssituation ist von den tatsächlich vorhandenen Anlagen, dem bislang\r\nrechtlich zulässigen Betrieb und den bislang rechtlich zulässigen Gewässerbenutzungen auszugehen.\r\nBegründung: § 43o stellt klar, dass die UVP und UVP-Vorprüfung auf eine Delta-Prüfung gegenüber dem Bestand beschränkt\r\nsind. Diese Regelung sollte auch für Pumpspeicherkraftwerke\r\ngelten. Dabei sollte zugleich die Unsicherheit ausgeräumt werden, worin bei Pumpspeicherkraftwerken die Bestandssituation\r\nzu sehen ist. Das sollte in der Weise geschehen, dass auf die\r\nbestehenden Anlagen und das bisherige rechtliche Bewirtschaftungsregime abgestellt wird. Der Bezug auf das rechtliche Bewirtschaftungsregime ist wichtig, weil Pumpspeicherbecken nur\r\nselten bis zum Stauziel gefüllt oder bis zum Absenkziel geleert\r\nwerden. Auch wenn solche Umweltzustände nur selten eintreten,\r\ngehören sie zur Bestandssituation und sollten deshalb der Maßstab sein für anschließende Umweltprüfungen. Das entspricht\r\nder Situation bei Hochspannungsleitungen, deren Immissionen\r\nfür den ungünstigsten Fall bewertet werden, der nur selten eintritt. Trotzdem gehört auch dieser ungünstigste Fall zur Bestandssituation.\r\n- 20 -\r\n### (4) § 19 des Wasserhaushaltsgesetzes findet auf Pumpspeicherkraftwerke\r\nnur Anwendung, soweit für die mit dem Pumpspeicherkraftwerk verbundenen\r\nGewässerbenutzungen eine Bewilligung erteilt wird.\r\nBegründung: Die Unanwendbarkeit des § 19 WHG hat zur Folge,\r\ndass die wasserrechtliche Erlaubnis von der Konzentrationswirkung vollständig erfasst wird und damit nicht mehr als eigenständige Gestattung neben der Planfeststellung erteilt werden muss.\r\nDamit würde auch ihre Befristung entfallen, was im Hinblick auf\r\nden auf Dauer angelegten Betrieb des Pumpspeicherkraftwerks\r\nwünschenswert ist.\r\nAlternativ könnte vorgesehen werden, dass, soweit für die Errichtung, den Betrieb, die Modernisierung oder die wesentliche Änderung eines Pumpspeicherkraftwerks eine Erlaubnis nach § 8\r\nAbsatz 1 oder § 15 Absatz 1 Wasserhaushaltsgesetz erforderlich\r\nist, diese unbefristet erteilt werden muss.\r\n### (5) Wasserrechtliche Vorschriften über die Anzeige und Zulassung unwesentlicher Änderungen bleiben unberührt. Werden solche Verfahren durchgeführt, bedarf es keiner Anzeige gemäß § 43f.\r\nBegründung: Die Landeswassergesetze enthalten Anzeigeverfahren für unwesentliche Änderungen von Wasserbenutzungsanlagen und Gewässerbenutzungen. Diese haben sich in der\r\nPraxis bewährt und können beibehalten werden. Daneben sollte\r\naber die Möglichkeit des Anzeigeverfahrens nach § 43f bestehen.\r\n10.11. § 44 Vorarbeiten\r\n(1) Eigentümer und sonstige Nutzungsberechtigte haben zur Vorbereitung der\r\nPlanung und der Baudurchführung eines Vorhabens oder von Unterhaltungsmaßnahmen notwendige Vermessungen, Boden- und Grundwasseruntersuchungen einschließlich der vorübergehenden Anbringung von Markierungszeichen, bauvorbereitende Maßnahmen zur bodenschonenden Bauausführung,\r\nKampfmitteluntersuchungen und archäologische Voruntersuchungen einschließlich erforderlicher Bergungsmaßnahmen sowie sonstige Vorarbeiten durch den\r\nTräger des Vorhabens oder von ihm Beauftragte zu dulden.\r\n- 21 -\r\n(2) Die Absicht, solche Arbeiten auszuführen, ist dem Eigentümer oder sonstigen\r\nNutzungsberechtigten mindestens zwei Wochen vor dem vorgesehenen Zeitpunkt unmittelbar oder durch ortsübliche Bekanntmachung in den Gemeinden, in\r\ndenen die Vorarbeiten durchzuführen sind, durch den Träger des Vorhabens bekannt zu geben. Auf Antrag des Trägers des Vorhabens soll die Planfeststellungsbehörde die Duldung der Vorarbeiten anordnen. Eine durch Allgemeinverfügung erlassene Duldungsanordnung ist öffentlich bekannt zu geben.\r\n(3) Entstehen durch eine Maßnahme nach Absatz 1 einem Eigentümer oder\r\nsonstigen Nutzungsberechtigten unmittelbare Vermögensnachteile, so hat der\r\nTräger des Vorhabens eine angemessene Entschädigung in Geld zu leisten.\r\nKommt eine Einigung über die Geldentschädigung nicht zustande, so setzt die\r\nnach Landesrecht zuständige Behörde auf Antrag des Trägers des Vorhabens\r\noder des Berechtigten die Entschädigung fest. Vor der Entscheidung sind die\r\nBeteiligten zu hören.\r\n(4) Ein Rechtsbehelf gegen eine Duldungsanordnung nach Absatz 2 Satz 2 einschließlich damit verbundener Vollstreckungsmaßnahmen nach dem Verwaltungsvollstreckungsgesetz hat keine aufschiebende Wirkung. Der Antrag auf Anordnung der aufschiebenden Wirkung des Rechtsbehelfs nach § 80 Absatz 5\r\nSatz 1 der Verwaltungsgerichtsordnung gegen eine Duldungsanordnung kann\r\nnur innerhalb eines Monats nach der Zustellung oder Bekanntgabe der Duldungsanordnung gestellt und begründet werden. Darauf ist in der Rechtsbehelfsbelehrung hinzuweisen. § 58 der Verwaltungsgerichtsordnung ist entsprechend\r\nanzuwenden.\r\n11.12. ### § 44a Veränderungssperre, Vorkaufsrecht\r\n(1) Vom Beginn der Auslegung der Pläne im Planfeststellungsverfahren oder von\r\ndem Zeitpunkt an, zu dem den Betroffenen Gelegenheit gegeben wird, den Plan\r\neinzusehen, dürfen auf den vom Plan betroffenen Flächen bis zu ihrer Inanspruchnahme wesentlich wertsteigernde oder die geplanten Baumaßnahmen erheblich erschwerende Veränderungen nicht vorgenommen werden (Veränderungssperre). Die Planfeststellungsbehörde kann bereits mit dem Abschluss einer Raumverträglichkeitsprüfung nach § 15 des Raumordnungsgesetzes oder\r\n- 22 -\r\nnachträglich für Flächen, die Gegenstand der Raumverträglichkeitsprüfung waren, eine Veränderungssperre erlassen, wenn anderenfalls die Möglichkeit besteht, dass die Realisierung Trassierung der des darin zu verwirklichenden Leitung Vorhabens erheblich erschwert wird. Die Veränderungssperre nach Satz 2\r\nergeht als Allgemeinverfügung; dabei soll von der Anhörung nach § 28 des Verwaltungsverfahrensgesetzes und entsprechenden landesrechtlichen Bestimmungen abgesehen werden. Veränderungen und ausgeübte Nutzungen, die in\r\nrechtlich zulässiger Weise vor Beginn einer Veränderungssperre begonnen worden sind und während der Dauer einer Veränderungssperre fortgeführt werden,\r\nsowie Unterhaltungsarbeiten sind auch nach Beginn der Veränderungssperre zulässig. Unzulässige Veränderungen bleiben bei Anordnungen nach § 74 Absatz\r\n2 Satz 2 des Verwaltungsverfahrensgesetzes und entsprechenden landesrechtlichen Bestimmungen und im Entschädigungsverfahren unberücksichtigt.\r\nBegründung: Das Erfordernis einer Raumverträglichkeitsprüfung\r\nschwächt die erst kürzlich eingeführte Möglichkeit der behördlich\r\nangeordneten Veränderungssperre. Es könnte bei Pumpspeicherkraftwerken zum Ausschluss der Option führen, weil Pumpspeicherkraftwerke nicht generell einer Raumverträglichkeitsprüfung bedürfen. Das Erfordernis der Raumverträglichkeitsprüfung\r\nist im Übrigen auch bei Hochspannungsleitungen problematisch.\r\nIn einigen Bundesländern wird für Hochspannungsleitungen\r\nkeine Raumverträglichkeitsprüfung durchgeführt, sondern hiervon wird wegen der Möglichkeit der Prüfung im Planfeststellungsverfahren abgesehen. In diesen Bundesländern läuft die\r\nRegelung leer. Das Erfordernis einer Raumverträglichkeitsprüfung ist auch nicht zur Einschränkung erforderlich. Denn der Erlass steht im Ermessen der Planfeststellungsbehörde. Sie kann\r\nihr Ermessen in der Weise ausüben, dass sie die Veränderungssperre erst nach Abschluss eines geplanten Verfahrens der\r\nRaumverträglichkeitsprüfung erlässt.\r\n### (2) Dauert die Veränderungssperre über vier Jahre, im Falle von Hochspannungsleitungen oder Pumpspeicherkraftwerken über fünf Jahre, können die Eigentümer für die dadurch entstandenen Vermögensnachteile Entschädigung verlangen. Sie können ferner die Vereinbarung einer beschränkt persönlichen\r\nDienstbarkeit für die vom Plan betroffenen Flächen verlangen, wenn es ihnen mit\r\nRücksicht auf die Veränderungssperre wirtschaftlich nicht zuzumuten ist, die\r\n- 23 -\r\nGrundstücke in der bisherigen oder einer anderen zulässigen Art zu benutzen.\r\nKommt keine Vereinbarung nach Satz 2 zustande, so können die Eigentümer die\r\nentsprechende Beschränkung des Eigentums an den Flächen verlangen. Im Übrigen gilt § 45.\r\nBegründung: Da Pumpspeicherkraftwerke eine den Hochspannungsleitungen vergleichbare Bedeutung für das Stromnetz und\r\neine vergleichbare Komplexität haben, sollten sie den Hochspannungsleitungen gleichgestellt werden.\r\n(3) In den Fällen des Absatzes 1 Satz 1 und 2 steht dem Träger des Vorhabens\r\nan den betroffenen Flächen ein Vorkaufsrecht zu.\r\n### (4) Vor Erhebung einer verwaltungsgerichtlichen Klage gegen Veränderungssperren nach Absatz 1 Satz 2 bedarf es keiner Nachprüfung in einem Vorverfahren. Für Anfechtungsklagen gegen eine Veränderungssperre nach Absatz\r\n1 Satz 2 ist § 43e Absatz 1 bis 3 entsprechend anzuwenden. Für Verpflichtungsklagen auf Erlass oder Aufhebung einer Veränderungssperre nach Absatz 1 Satz\r\n2 ist § 43e Absatz 1 bis 3 mit der Maßgabe anzuwenden, dass an die Stelle von\r\nAnträgen auf Anordnung der aufschiebenden Wirkung Anträge auf Erlass von\r\nvorläufigen Anordnungen treten. Bei auf Vorhaben im Sinne des § 43 Absatz 1\r\nSatz 1 Nummer 2 bis 4 und Nummer 7, des § 1 des Bundesbedarfsplangesetzes\r\nund des § 1 des Energieleitungsausbaugesetzes bezogenen Veränderungssperren ist § 50 Absatz 1 Nummer 6 der Verwaltungsgerichtsordnung anzuwenden.\r\nBegründung: Da Pumpspeicherkraftwerke eine den Hochspannungsleitungen vergleichbare Bedeutung für das Stromnetz und\r\neine vergleichbare Komplexität haben, sollten sie den Hochspannungsleitungen gleichgestellt werden.\r\n12.13. ### § 44b Vorzeitige Besitzeinweisung\r\n### (1) Ist der sofortige Beginn von Bauarbeiten geboten und weigert sich der\r\nEigentümer oder Besitzer, den Besitz eines für den Bau, die Inbetriebnahme und\r\nden Betrieb sowie die Änderung oder Betriebsänderung von Hochspannungsfreileitungen, Erdkabeln oder Gasversorgungsleitungen Anlagen im Sinne des § 43\r\nAbsatz 1 und 2 benötigten Grundstücks durch Vereinbarung unter Vorbehalt aller\r\n- 24 -\r\nEntschädigungsansprüche zu überlassen, so hat die Enteignungsbehörde den\r\nTräger des Vorhabens auf Antrag nach Feststellung des Plans oder Erteilung der\r\nPlangenehmigung in den Besitz einzuweisen. Der Planfeststellungsbeschluss\r\noder die Plangenehmigung müssen vollziehbar sein. Weiterer Voraussetzungen\r\nbedarf es nicht. Auf Anlagen im Sinne des § 43 Absatz 1 und 2, die vor dem 28.\r\nJuli 2001 angezeigt, errichtet oder betrieben wurden, sind die Sätze 1 und 3 mit\r\nder Maßgabe anzuwenden, dass der vorzeitigen Besitzeinweisung anstelle des\r\nfestgestellten oder genehmigten Plans ein Bestandsplan nach den aktuell gültigen technischen Regeln zugrunde zu legen ist und die Eilbedürftigkeit widerleglich vermutet wird. Für sonstige Vorhaben zum Zwecke der Energieversorgung\r\nim Sinne des § 45 Absatz 1 Nummer 3 sind die Sätze 1 und 3 mit der Maßgabe\r\nanzuwenden, dass der vorzeitigen Besitzeinweisung anstelle des festgestellten\r\noder genehmigten Plans der Plan der Enteignungszulässigkeit gemäß § 45 Absatz 2 Satz 3 zugrunde zu legen ist.\r\nBegründung: Die Möglichkeit der vorzeitigen Besitzeinweisung\r\nmuss auch bei Pumpspeicherkraftwerken bestehen. Die Formulierung in Satz 1 ist schon nach bisherigem Recht zu eng. Wie\r\nSatz 4 zeigt, soll die Vorschrift für alle Anlagen des § 43 gelten.\r\nEine entsprechende redaktionelle Korrektur in Satz 1 bezieht automatisch Pumpspeicherkraftwerke ein.\r\n(1a) Der Träger des Vorhabens kann verlangen, dass nach Abschluss des Anhörungsverfahrens gemäß § 43a eine vorzeitige Besitzeinweisung durchgeführt\r\nwird. In diesem Fall ist der nach dem Verfahrensstand zu erwartende Planfeststellungsbeschluss dem vorzeitigen Besitzeinweisungsverfahren zugrunde zu legen. Der Besitzeinweisungsbeschluss ist mit der aufschiebenden Bedingung zu\r\nerlassen, dass sein Ergebnis durch den Planfeststellungsbeschluss bestätigt\r\nwird. Anderenfalls ist das vorzeitige Besitzeinweisungsverfahren auf der Grundlage des ergangenen Planfeststellungsbeschlusses zu ergänzen.\r\n(2) Die Enteignungsbehörde hat spätestens sechs Wochen nach Eingang des\r\nAntrags auf Besitzeinweisung mit den Beteiligten mündlich zu verhandeln. Hierzu\r\nsind der Antragsteller und die Betroffenen zu laden. Dabei ist den Betroffenen\r\nder Antrag auf Besitzeinweisung mitzuteilen. Die Ladungsfrist beträgt drei Wochen. Mit der Ladung sind die Betroffenen aufzufordern, etwaige Einwendungen\r\n- 25 -\r\ngegen den Antrag vor der mündlichen Verhandlung bei der Enteignungsbehörde\r\neinzureichen. Die Betroffenen sind außerdem darauf hinzuweisen, dass auch bei\r\nNichterscheinen über den Antrag auf Besitzeinweisung und andere im Verfahren\r\nzu erledigende Anträge entschieden werden kann.\r\n(3) Soweit der Zustand des Grundstücks von Bedeutung ist, hat die Enteignungsbehörde diesen bis zum Beginn der mündlichen Verhandlung in einer Niederschrift festzustellen oder durch einen Sachverständigen ermitteln zu lassen. Den\r\nBeteiligten ist eine Abschrift der Niederschrift oder des Ermittlungsergebnisses\r\nzu übersenden.\r\n(4) Der Beschluss über die Besitzeinweisung ist dem Antragsteller und den Betroffenen spätestens zwei Wochen nach der mündlichen Verhandlung zuzustellen. Die Besitzeinweisung wird in dem von der Enteignungsbehörde bezeichneten Zeitpunkt wirksam. Dieser Zeitpunkt soll auf höchstens zwei Wochen nach\r\nZustellung der Anordnung über die vorzeitige Besitzeinweisung an den unmittelbaren Besitzer festgesetzt werden. Durch die Besitzeinweisung wird dem Besitzer der Besitz entzogen und der Träger des Vorhabens Besitzer. Der Träger des\r\nVorhabens darf auf dem Grundstück das im Antrag auf Besitzeinweisung bezeichnete Bauvorhaben durchführen und die dafür erforderlichen Maßnahmen\r\ntreffen.\r\n(5) Der Träger des Vorhabens hat für die durch die vorzeitige Besitzeinweisung\r\nentstehenden Vermögensnachteile Entschädigung zu leisten, soweit die Nachteile nicht durch die Verzinsung der Geldentschädigung für die Entziehung oder\r\nBeschränkung des Eigentums oder eines anderen Rechts ausgeglichen werden.\r\nArt und Höhe der Entschädigung sind von der Enteignungsbehörde in einem Beschluss festzusetzen.\r\n(6) Wird der festgestellte Plan oder die Plangenehmigung aufgehoben, so sind\r\nauch die vorzeitige Besitzeinweisung aufzuheben und der vorherige Besitzer wieder in den Besitz einzuweisen. Der Träger des Vorhabens hat für alle durch die\r\nBesitzeinweisung entstandenen besonderen Nachteile Entschädigung zu leisten.\r\n- 26 -\r\n(7) Ein Rechtsbehelf gegen eine vorzeitige Besitzeinweisung hat keine aufschiebende Wirkung. Der Antrag auf Anordnung der aufschiebenden Wirkung nach §\r\n80 Abs. 5 Satz 1 der Verwaltungsgerichtsordnung kann nur innerhalb eines Monats nach der Zustellung des Besitzeinweisungsbeschlusses gestellt und begründet werden.\r\n(8) Im Übrigen gelten die Enteignungsgesetze der Länder.\r\n13.14. ### § 44c Zulassung des vorzeitigen Baubeginns\r\n### (1) In einem Planfeststellungs- oder Plangenehmigungsverfahren soll die für\r\ndie Feststellung des Plans oder für die Erteilung der Plangenehmigung zuständige Behörde vorläufig zulassen, dass bereits vor Feststellung des Plans oder\r\nder Erteilung der Plangenehmigung in Teilen mit der Errichtung oder Änderung\r\neines Vorhabens im Sinne des § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 bis 6 und Absatz\r\n2 einschließlich der Vorarbeiten begonnen wird, wenn\r\nBegründung: Folgeänderung aus der Ergänzung der Pumpspeicherkraftwerke im Katalog des § 43 Abs. 1.\r\n1. unter Berücksichtigung der Stellungnahmen der Träger öffentlicher Belange\r\neinschließlich der Gebietskörperschaften bei einer summarischen Prüfung mit einer Entscheidung im Planfeststellungs- oder Plangenehmigungsverfahren zugunsten des Vorhabenträgers gerechnet werden kann,\r\n2. der Vorhabenträger ein berechtigtes oder ein öffentliches Interesse an der Zulassung des vorzeitigen Baubeginns darlegt,\r\n3. der Vorhabenträger nur Maßnahmen durchführt, die reversibel sind und\r\n4. der Vorhabenträger sich verpflichtet,\r\na) alle Schäden zu ersetzen, die bis zur Entscheidung im Planfeststellungs- oder\r\nPlangenehmigungsverfahren durch die Maßnahmen verursacht worden sind, und\r\nb) sofern kein Planfeststellungsbeschluss oder keine Plangenehmigung erfolgt,\r\neinen im Wesentlichen gleichartigen Zustand herzustellen.\r\n- 27 -\r\nBei Infrastrukturvorhaben im Sinne des Artikels 3 Absatz 1 der Verordnung (EU)\r\n2022/2577 in der Fassung vom 22. Dezember 2022 sowie bei Vorhaben im Sinne\r\ndes § 1 Absatz 1 des Bundesbedarfsplangesetzes, des § 1 Absatz 2 des Energieleitungsausbaugesetzes und des § 1 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz ist es für die Berücksichtigung der Stellungnahmen der\r\nTräger öffentlicher Belange einschließlich der Gebietskörperschaften nach Satz\r\n1 Nummer 1 ausreichend, wenn die Stellungnahmen derjenigen Träger öffentlicher Belange und Gebietskörperschaften berücksichtigt werden, deren Belange\r\nam Ort der konkreten Maßnahme, die durch den vorzeitigen Baubeginn zugelassen wird, berührt sind. Maßnahmen sind reversibel gemäß Satz 1 Nummer 3,\r\nwenn ein im Wesentlichen gleichartiger Zustand hergestellt werden kann und die\r\nhierfür notwendigen Maßnahmen in einem angemessenen Zeitraum umgesetzt\r\nwerden können. Ausnahmsweise können irreversible Maßnahmen zugelassen\r\nwerden, wenn sie nur wirtschaftliche Schäden verursachen und für diese Schäden eine Entschädigung in Geld geleistet wird. Die Zulassung des vorzeitigen\r\nBaubeginns erfolgt auf Antrag des Vorhabenträgers und unter dem Vorbehalt des\r\nWiderrufs. § 44 bleibt unberührt.\r\n### (1a) Sind mit einem Vorhaben im Sinne des § 43 Absatz 1 und Absatz 2\r\nGewässerbenutzungen verbunden, kann Inhalt des Antrags auf Zulassung des\r\nvorzeitigen Baubeginns auch (zusätzlich oder ausschließlich) der vorzeitige Beginn dieser Gewässerbenutzungen sein. In diesem Fall bedarf es keiner weiteren\r\nZulassung gemäß § 17 WHG.\r\nBegründung: Nach bisheriger Rechtslage muss neben der Zulassung des vorzeitigen Baubeginns gemäß § 44c eine Zulassung des vorzeitigen Beginns gemäß § 17 WHG beantragt werden, wenn für den vorzeitigen Baubeginn Gewässerbenutzungen\r\nerforderlich sind. Das betrifft nicht nur Pumpspeicherkraftwerke,\r\nsondern beispielsweise auch Hochspannungsleitungen (Wasserhaltung beim Bau der Fundamente der Masten). Das ist unnötig umständlich. Außerdem ist § 17 WHG weniger günstig ausgestaltet als § 44c. Beispielsweise haben Klagen gegen eine Zulassung des vorzeitigen Beginns gemäß § 17 WHG aufschiebende Wirkung, sodass behördlich die sofortige Vollziehung angeordnet werden muss, mit entsprechenden Risiken bei der Begründung der Eilbedürftigkeit.\r\n- 28 -\r\n(2) Die für die Feststellung des Plans oder für die Erteilung der Plangenehmigung\r\nzuständige Behörde kann die Leistung einer Sicherheit verlangen, soweit dies\r\nerforderlich ist, um die Erfüllung der Verpflichtungen des Vorhabenträgers nach\r\nAbsatz 1 Satz 1 Nummer 4 sowie Absatz 1 Satz 3 zu sichern. Soweit die zugelassenen Maßnahmen durch die Planfeststellung oder Plangenehmigung für unzulässig erklärt sind, ordnet die Behörde gegenüber dem Träger des Vorhabens\r\nan, einen im Wesentlichen gleichartigen Zustand herzustellen. Dies gilt auch,\r\nwenn der Antrag auf Planfeststellung oder Plangenehmigung zurückgenommen\r\nwurde.\r\n(3) Die Entscheidung über die Zulassung des vorzeitigen Baubeginns ist den anliegenden Gemeinden und den Beteiligten zuzustellen.\r\n(4) Ein Rechtsbehelf gegen die Zulassung des vorzeitigen Baubeginns einschließlich damit verbundener Vollstreckungsmaßnahmen nach dem Verwaltungsvollstreckungsgesetz hat keine aufschiebende Wirkung. Der Antrag auf Anordnung der aufschiebenden Wirkung des Rechtsbehelfs nach § 80 Absatz 5\r\nSatz 1 der Verwaltungsgerichtsordnung gegen die Zulassung des vorzeitigen\r\nBaubeginns kann nur innerhalb eines Monats nach der Zustellung oder Bekanntgabe der Zulassung des vorzeitigen Baubeginns gestellt und begründet werden.\r\nDarauf ist in der Rechtsbehelfsbelehrung hinzuweisen. § 58 der Verwaltungsgerichtsordnung ist entsprechend anzuwenden. Im Übrigen ist § 43e Absatz 3 entsprechend anzuwenden.\r\n14.15. § 48a Duldungspflicht bei Transporten\r\nEigentümer und sonstige Nutzungsberechtigte eines Grundstücks haben die\r\nÜberfahrt und Überschwenkung des Grundstücks durch den Träger des Vorhabens oder von ihm Beauftragte zum Transport von Großtransformatoren, Kabelrollen oder sonstigen Bestandteilen von Stromnetzen Anlagen gemäß § 43 oder\r\nHilfsmitteln zur Errichtung, Instandhaltung oder zum Betrieb von Anlagen gemäß\r\n§ 43 Stromnetzen zu dulden. Der Träger des Vorhabens oder von ihm Beauftragte dürfen nur die Grundstücke nutzen, die für den Transport benötigt werden.\r\nDie Duldungspflicht besteht nicht, soweit dadurch die Nutzung des Grundstücks\r\nunzumutbar beeinträchtigt wird oder Belange der Landes- oder\r\n- 29 -\r\nBündnisverteidigung dem entgegenstehen. Die Duldungspflicht erstreckt sich\r\nauch auf die Ertüchtigung des Grundstücks für die Überfahrt und Überschwenkung. Der Träger des Vorhabens hat nach dem letzten Transport einen dem ursprünglichen Zustand im Wesentlichen gleichartigen Zustand herzustellen. § 44\r\nAbsatz 2 bis 4 ist entsprechend anzuwenden. An die Stelle der Planfeststellungsbehörde nach § 44 Absatz 2 tritt, soweit nichts anderes bestimmt ist, die Enteignungsbehörde. Die Enteignungsbehörde soll die Duldung auf Antrag des Trägers\r\ndes Vorhabens innerhalb von einem Monat anordnen. Eine etwaige Verpflichtung\r\nzur Einholung öffentlich-rechtlicher Genehmigungen, Gestattungen oder Erlaubnisse, die nach anderen Rechtsvorschriften erforderlich sind, bleibt unberührt.\r\nDie Sätze 1 bis 8 gelten nicht für die Nutzung öffentlich-rechtliche Sondernutzung\r\nöffentlicher Verkehrswege, diese richtet sich nach den hierfür geltenden Bestimmungen.\r\nBegründung: Da Pumpspeicherkraftwerke eine den Hochspannungsleitungen vergleichbare Bedeutung für das Stromnetz und\r\neine vergleichbare Komplexität haben, sollten sie den Stromnetzen gleichgestellt werden. Der Vorschlag geht noch einen Schritt\r\nweiter, indem er die Regelung für alle Anlagen des § 43 für anwendbar erklärt. Das erscheint angemessen, weil es sachliche\r\nGründe für eine Differenzierung nicht gibt.\r\nDie Änderung im letzten Satz trägt dem Umstand Rechnung,\r\ndass es in einigen Bundesländern straßenrechtliche Regelungen\r\ngibt, wonach sich die Sondernutzung öffentlicher Straßen in der\r\ngeringsten Straßenkategorie (Feldwege, kleine Gemeindestraßen) nach Zivilrecht richtet. In solchen Fällen ist der öffentliche\r\nStraßeneigentümer wie ein sonstiger Eigentümer zu behandeln,\r\nwomit er auch der Duldungspflicht des § 48a unterworfen werden\r\nkann. Ohnehin ist nicht einsichtig, weshalb eine Gemeinde die\r\nBenutzung ihrer Wege für volkswirtschaftlich bedeutsame Vorhaben des § 43 sollte verweigern können, zumal wenn wie in\r\n§ 48a eine gesetzliche Pflicht zur Behebung etwaiger Schäden\r\nbesteht.\r\n16. ### § 118 Übergangsregelungen\r\n…\r\n- 30 -\r\n### (54) Die Bestimmungen des § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 7 und des § 43p\r\nsind nicht anzuwenden, wenn der Vorhabenträger dies bei der Antragstellung\r\ngegenüber der zuständigen Behörde verlangt. Die in Satz 1 genannten Bestimmungen sind auch auf Planänderungen anzuwenden, wenn der Plan nach den\r\nBestimmungen des § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 7 und des § 43p festgestellt\r\nwurde.\r\nBegründung: Die Regelung nimmt Rücksicht auf anhängige oder\r\nin der Planung bereits weit fortgeschrittene Verfahren, die durch\r\ndie Rechtsumstellung nicht verzögert werden sollen. Sie orientiert sich an der vergleichbaren Regelung in § 43n Abs. 10.\r\nDr. Schieferdecker"},"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":"2026-02-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023664","regulatoryProjectTitle":"Weiterentwicklung der THG-Quote Abgrenzungsproblematik Messstelle Ladeinfrastruktur","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f4/da/720547/Stellungnahme-Gutachten-SG2604080007.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"BVES STELLUNGNAHME\r\nZUM ENTWURF EINES ZWEITEN\r\nGESETZES ZUR\r\nWEITERENTWICKLUNG DER\r\nTREIBHAUSGASMINDERUNGSQUOTE\r\nJULI 2025\r\nBVES e.V. | BVES STELLUNGNAHME – ZUM ENTWURF EINES ZWEITEN GESETZES ZUR WEITERENTWICKLUNG DER\r\nTREIBHAUSGASMINDERUNGS-QUOTE 2\r\nBVES STELLUNGNAHME\r\nZUM ENTWURF EINES ZWEITEN GESETZES ZUR\r\nWEITERENTWICKLUNG DER\r\nTREIBHAUSGASMINDERUNGS-QUOTE\r\nAls Bundesverband Energiespeicher Systeme e.V. (BVES) repräsentieren wir die\r\nSpeicherbranche in ihrer technologischen Breite und entlang der gesamten\r\nWertschöpfungskette mit inzwischen 400 Mitgliedsunternehmen. Auch wenn es unser\r\nName nicht nahelegt, vertreten wir marktrelevante Betreiber von Schnellladeinfrastruktur,\r\ndie schon heute Speicher in ihren Ladehubs einsetzen und ab bestimmten\r\nGrößenordnungen deren Einsatz bereits als Regelfall ansehen. Für den weiteren Ausbau\r\nder Infrastruktur benötigen die Marktteilnehmer Planungssicherheit und funktionierende\r\nAnreizinstrumente.\r\nWir bedanken uns für die Möglichkeit zur Abgabe einer Stellungnahme zum vorliegenden\r\nReferentenentwurf und bitten um die Berücksichtigung unserer Anmerkungen. Wir\r\nbegrüßen den Entwurf, der wichtige und wirkungsvolle Verbesserungen enthält. Aus\r\nunserer Perspektive ist insbesondere positiv hervorzuheben,\r\n• dass Strom aus erneuerbaren Erzeugungsanlagen auch im Fall der\r\nZwischenspeicherung eine THG-Quotenanrechnung erhalten kann. Für eine sichere\r\nund eindeutige Umsetzung ist jedoch eine Präzisierung sinnvoll. Hierfür schlagen wir\r\neine konkrete Formulierung vor (Artikel 3 § 5 c) aa).\r\n• dass Maßnahmen zur Stabilisierung der THG-Quote getroffen werden, um dem\r\nVerfall entgegenzuwirken. Hier plädieren wir für nachvollziehbare Prozesse, die\r\nVertrauen in die in Verkehr gebrachten Erfüllungsoptionen schaffen. Die Höhe der\r\nQuote trägt entscheidend zum Hochlauf der Ladeinfrastruktur für Elektromobilität bei\r\nund kann dämpfende Wirkung auf die Ladepreise haben. Diese Wirkung entfaltet sie\r\njedoch nur, wenn sie dem Marktgeschehen entspricht.\r\n• dass durch die Festlegung der Multiplikatoren bis 2040 Planungssicherheit für\r\nUnternehmen geschaffen wird. Wir empfehlen jedoch die Anpassung der\r\nMultiplikatoren von Strom und RFNBO. Die Gründe führen wir unten aus.\r\nBVES e.V. | BVES STELLUNGNAHME – ZUM ENTWURF EINES ZWEITEN GESETZES ZUR WEITERENTWICKLUNG DER\r\nTREIBHAUSGASMINDERUNGS-QUOTE 3\r\nWir schlagen folgende Anpassungen vor:\r\nARTIKEL 1\r\nÄNDERUNG DES BUNDES-IMMISSIONSSCHUTZGESETZES\r\n§ 37a Nr. 2 (4) – Anhebung der THG-Minderungsquote, um Quotenmarkt zu stabilisieren\r\nDer Verfall der THG-Quote stellt ein signifikantes Problem für die Ladeinfrastrukturbetreiber\r\ndar. Zusätzlich zu den bereits getroffenen Maßnahmen sollte die THG-Minderungsquote in\r\nden Jahren 2026 bis 2029 jeweils um einen Prozentpunkt angehoben werden, um den Preis\r\nauf dem Quotenmarkt wieder zu stabilisieren und eine Übererfüllung zu vermeiden.\r\n§ 37c b) Nr. 3\r\nDie Pönale von 70 Euro pro Gigajoule sollte erhöht werden, um bei schwankenden THGTicketpreisen eine Rentabilitätssicherung zu gewährleisten. Sinnvoll wäre eine Höhe von\r\n120 Euro pro Gigajoule.\r\n§ 37h\r\nWir begrüßen die Einführung einer Anpassung der Quotenziele bei Übererfüllung und halten\r\ndies für ein wirkungsvolles Instrument, das Unternehmen mehr Planungssicherheit\r\nbezüglich der Quotenhöhe gewährt.\r\nARTIKEL 3\r\nÄNDERUNG DER VERORDNUNG ZUR FESTLEGUNG WEITERER BESTIMMUNGEN ZUR\r\nTREIBHAUSGASMINDERUNG BEI KRAFTSTOFFEN\r\n§ 5 b) Multiplikator für elektrischen Strom\r\nWir schlagen vor, das Abschmelzen des Multiplikators für Ladestrom zu verlangsamen und\r\nan die Entwicklung des Multiplikators für RFNBO anzupassen. Dafür sehen wir zwei Gründe\r\nals maßgeblich an:\r\n1. Anpassung an den verzögerten Hochlauf der Elektromobilität.\r\nDas Anwachsen der Fahrzeugflotte verläuft langsamer als angenommen. Der\r\nflächendeckende Ausbau von Ladeinfrastruktur und der wirtschaftliche Betrieb sind\r\neng mit der THG-Quote und der Möglichkeit der Mehrfachanrechnung verknüpft.\r\nDarauf sollte reagiert und eine entsprechende Anpassung vorgenommen werden.\r\n2. Technologieneutrale Ausgestaltung zwischen RFNBO und Strom\r\nTechnologieneutralität ist das Gebot der Stunde, um gleiche Ausgangsbedingungen\r\nim Markt und damit gleiche Wettbewerbsbedingungen zu schaffen. Gleiche Faktoren\r\nund eine parallele Abschmelzung würden dazu das richtige Signal senden.\r\nBVES e.V. | BVES STELLUNGNAHME – ZUM ENTWURF EINES ZWEITEN GESETZES ZUR WEITERENTWICKLUNG DER\r\nTREIBHAUSGASMINDERUNGS-QUOTE 4\r\nEntsprechend sollte die Entwicklung für Ladestrom wie folgt ausgestaltet werden:\r\n1. ab dem Verpflichtungsjahr 2024 mit dem Faktor 3 multipliziert,\r\n2. ab dem Verpflichtungsjahr 2035 mit dem Faktor 2,5 multipliziert,\r\n3. ab dem Verpflichtungsjahr 2036 mit dem Faktor 2 multipliziert,\r\n4. ab dem Verpflichtungsjahr 2037 mit dem Faktor 1,5 multipliziert,\r\n5. ab dem Verpflichtungsjahr 2038 mit dem Faktor 1 multipliziert.\r\n§ 5 c) aa) & bb) Speichernutzung bei Direktlieferung von EE-Strom an Ladeeinrichtung\r\nWir begrüßen sehr, dass es künftig möglich sein soll, Direktbezug von EE-Strom auch dann\r\nanrechnen zu können, wenn der Strom zwischengespeichert wird. Dies wird die\r\nDirektversorgung von Ladeeinrichtungen verbessern und die zwingend notwendige\r\nInstallation von Speichern an Ladehubs beschleunigen.\r\nWichtig für eine einfache und sichere Abwicklung ist die Prüfung der Direktlieferung an eine\r\nLadeinrichtung. In der bisherigen Form ist die Einfügung nach Satz 2 jedoch schwer\r\nverständlich und interpretationsbedürftig.\r\nWir schlagen deshalb in Bezug auf bb) eine alternative Formulierung vor:\r\nbb) Nach Satz 2 wird folgender Satz eingefügt:\r\n„Der Nachweis nach Satz 2 kann auch in Bezug auf mehrere Ladepunkte eines\r\nLadepunktbetreibers zusammen über eine solche Messeinrichtung erbracht werden,\r\nwenn der gesamte Strom hinter dieser Messstelle Gegenstand der Mitteilung nach\r\n§ 8 ist und die Ladepunkte von einem Ladepunktbetreiber gleichmäßig mit Strom\r\nnach Satz 1 Nummer 1 beliefert werden und dabei einheitlich Strom aus Erneuerbaren\r\nEnergien in Form von Wind oder Sonne eingesetzt wird.“\r\n„Die Strommenge nach Satz 1 kann vereinfachend durch messtechnische Ermittlung der\r\nStrommenge bestimmt werden, die von der Stromerzeugungsanlage direkt oder über\r\neinen Speicher an die Ladeeinrichtung geliefert wird, deren Ladepunkte Gegenstand der\r\nMitteilung nach §8 sind.“"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-02-05"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024329","regulatoryProjectTitle":"Erhaltung des Vertrauensschutzes für Energiespeicher im Rahmen der Netzentgeltregelung AgNes der BNetzA","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/0d/d2/735415/Stellungnahme-Gutachten-SG2605120025.pdf","pdfPageCount":64,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"STELLUNGNAHME\r\n„ ORIENTIERUNGSPUNKTE:\r\nSPEICHER ENTGELTE “\r\nVORSCHLAG DER\r\nBUNDESNETZAGENTUR\r\nVOM 16 .0 1.202 6\r\nVON\r\nBVES BUNDESVERBAND ENERGIESPEICHER SYSTEME\r\nGEMEINSAM MIT DEM\r\nBNE BUNDESVERBAND NEUE ENERGIEWIRTSCHAFT,\r\nFEBRUAR 2026\r\nBVES e.V. / BNE | Konsultationseingabe Speicherentgelte AgNes\r\nIMPRESSUM\r\nHERAUSGEBER\r\nBVES – Bundesverband Energiespeicher Systeme e.V.\r\nOranienburger Strafle 15, 10178 Berlin\r\n030 – 54 610 630\r\nE-Mail: info@bves.de\r\nInternet: www.bves.de\r\nBNE – Bundesverband Neue Energiewirtschaft e.V.\r\nHackescher Markt 4, 10178 Berlin\r\n030 400 548 0\r\nE-Mail: mail@bne-online.de\r\nInternet: www.bne-online.de\r\nSTAND\r\n27.02.2026\r\nGESTALTUNG UND PRODUKTION\r\nBVES – Bundesverband Energiespeicher Systeme e.V.\r\nURHEBERRECHT\r\nDas Werk einschliefllich seiner Inhalte ist urheberrechtlich gesch¸tzt. Jede Verwertung, die\r\nnicht ausdr¸cklich vom Urheberrechtsgesetz zugelassen ist, bedarf der vorherigen\r\nZustimmung des Herausgebers.\r\nHAFTUNGSAUSSCHLUSS\r\nTrotz gr¸ndlicher Quellenauswertung und Sorgfalt wird die Haftung f¸r den Inhalt der vorliegenden Studie ausgeschlossen. F¸r Sch‰den\r\nmaterieller oder immaterieller Art, die durch die Nutzung oder Nichtnutzung der dargebotenen Informationen unmittelbar oder mittelbar\r\nverursacht werden, haftet der Herausgeber nicht, sofern ihm nicht nachweislich vors‰tzliches oder grob fahrl‰ssiges Verschulden zur\r\nLast gelegt werden kann.\r\nBVES e.V. / BNE | Konsultationseingabe Speicherentgelte AgNes\r\nINHALT\r\nExecutive Summary ......................................................................................................... 3\r\n1. Einleitung ................................................................................................................... 5\r\n2. Rolle und Nutzen von Stromspeichern im Energiesystem ............................................ 7\r\n3. Investitionssicherheit wiederherstellen ..................................................................... 10\r\n4. Finanzielle Tragf‰higkeit von Speichern zur Leistung von Netzentgelten .................. 11\r\n5. Design einer zukunftsf‰higen Netzentgeltsystematik f¸r Stromspeicher .................. 22\r\n5.1 Grunds‰tzliche Abkehr vom LP/AP-Modell 22\r\n5.2 Arbeitsentgelt 23\r\n5.3 Kapazit‰tsentgelt 24\r\n5.4 Dynamisches Netzentgelt 26\r\n5.5 Baukostenzuschuss 26\r\n6. Netzentgeltreduzierung bei eingeschr‰nktem Netzanschluss ................................... 27\r\n7. Speichernetzentgelte bei Multi-Use-Speichern ......................................................... 30\r\n7.1 Potenzial der Multi-Use-Speicher 30\r\n7.2 Verbrauchsnahe Stromspeicher 30\r\n7.3 Erzeugungsnahe Stromspeicher 31\r\n8. Vertrauensschutz ..................................................................................................... 32\r\n8.1 ß 118 Abs. 6 EnWG: Planungssicherheit bis Mitte 2029 32\r\n8.2 Sicherer Planungshorizont 32\r\n8.3 Wirtschaftliche Folgen eines mˆglichen Eingriffs 33\r\n8.3.1 Bestandsanlagen 33\r\n8.3.2 Geplante Anlagen bis August 2029 33\r\n9. ‹bergangsregelung .................................................................................................. 35\r\n10. Antworten zu Spezifischen Fragen aus den Orientierungspunkten ........................... 36\r\n11. Ausblick .................................................................................................................. 38\r\n12. Annex ...................................................................................................................... 39\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 3\r\nEXECUTIVE SUMMARY\r\nSteigende Redispatchkosten, Solarspitzen, die die Netzstabilit‰t gef‰hrden, Schwarzfall von\r\nganzen L‰ndern in Europa und negative Preise, die den Marktwert von Erneuerbaren erodieren\r\nund den Steuerzahler belasten – der Zubau von Stromspeichern im groflen Maflstab war noch zu\r\nkeinem Zeitpunkt so wichtig wie jetzt. ‹ber die Erbringung von Systemdienstleistungen, das\r\nVerschieben von Energiemengen an den Stromm‰rkten und die Bereitstellung g¸nstiger Energie\r\nin Industrie und Haushalten, sind Speicher essenziell um diesen systemischen\r\nHerausforderungen zu begegnen. Der BVES und der BNE begr¸flen deshalb im Grundsatz das\r\nBestreben der Bundesnetzagentur, ein zukunftsf‰higes Netzentgeltdesign f¸r Energiespeicher\r\nzu schaffen, welches den weiteren Zubau ermˆglicht und ein modernes Anreizsystem f¸r\r\nEngp‰sse im Netz mit dem Gesch‰ftsmodell von Stromspeichern in Einklang bringt.\r\nFolgerichtig ordnet der Gesetzgeber in ß 11c EnWG die Errichtung und der Betrieb von Speichern\r\nvom Gesetzgeber als ¸berragendes ˆffentliches Interesse ein. Die volkswirtschaftlichen Gewinne\r\ndurch Stromspeicherung, die sich auf rund 5 Mrd. € pro Jahr belaufen, sollten deshalb auch in\r\nAusgestaltung eines neuen Netzentgeltsystems ber¸cksichtigt werden.\r\nDer BVES und der BNE begr¸flen deshalb im Grundsatz das Bestreben der Bundesnetzagentur,\r\nein zukunftsf‰higes Netzentgeltdesign f¸r Energiespeicher zu schaffen, welches den weiteren\r\nZubau ermˆglicht und ein modernes Anreizsystem f¸r Engp‰sse im Netz mit dem\r\nGesch‰ftsmodell von Stromspeichern in Einklang bringt.\r\nZugleich muss beachtet werden, dass viele Stromspeicher in der Praxis bereits mit erheblichen\r\nBetriebseinschr‰nkungen an das Netz angeschlossen werden, damit sie keinen weiteren\r\nNetzausbau erforderlich machen und mit ihrer Fahrweise kostensenkend auf das Netz wirken.\r\nDas neue Netzentgeltregime sollte dieses Potenzial von Stromspeichern zur Kostensenkung in\r\nden Vordergrund stellen und weiter anreizen. Ein dynamisches Netzentgelt ist der richtige\r\nMechanismus, um eine kostensenkende Fahrweise anzureizen und weitere positive\r\nvolkswirtschaftlichen Potenziale zu heben. Gleichzeitig ist zu beachten, dass durch die\r\nbetrieblichen Einschr‰nkungen, die beim Netzanschluss vorgegeben werden, eine freie\r\nmarktliche Optimierung an den Stromm‰rkten nicht mehr vollumf‰nglich stattfinden kann.\r\nDie pauschale Erhebung eines Arbeitsentgelt – auch auf die Zyklusverluste – bietet einen\r\nNegativanreiz f¸r den Speichereinsatz. Die negativen Effekte eines Arbeitspreises auf die\r\nreduzierte Zyklenzahl und die verringerte Marktt‰tigkeit ¸berwiegt den mˆglichen\r\nFinanzierungsnutzen eines Arbeitsentgelt. Die Erhebung eines Arbeitsentgelt ist damit\r\nvolkswirtschaftlich ineffizient und wird abgelehnt.\r\nDie uneingeschr‰nkte Teilnahme am Marktgeschehen bildete bislang die Grundlage f¸r die\r\nsubventionsfreie Finanzierung von Stromspeichern. Soweit diese gegeben ist, kˆnnen Speicher\r\n¸ber ein Kapazit‰tsentgelt an den Finanzierungskosten des Netzes teilhaben, allerdings nur bis\r\nzur Grenze ihrer wirtschaftlichen Tragf‰higkeit.\r\nDie wirtschaftliche Tragf‰higkeit von Netzentgelten zur allgemeinen Finanzierung des Netzes\r\nist allerdings bei Anlagen mit betrieblichen oder technischen Einschr‰nkungen nur sehr\r\neingeschr‰nkt oder nicht gegeben. Daher ist eine Reduzierung von Netzentgelten bei Anwendung\r\nvon flexiblen Netzanschlussvertr‰gen durch die Netzbetreiber geboten. Auch hier gilt der\r\nGrundsatz: ein nicht gebauter Speicher zahlt keine Netzentgelte. Zudem hat ein nicht gebauter\r\nSpeicher keinen kostend‰mpfenden Effekt auf das Netz. In Folge werden die Netzentgelte weiter\r\nsteigen, wenn keine Speicher gebaut werden.\r\nDamit das Energiesystem weiterhin von privatwirtschaftlichen Investitionen in Stromspeicher\r\nprofitieren kann, muss ein sicherer Rahmen f¸r diese Investitionen bestehen. Bisher wurden\r\nInvestitionen im Vertrauen in den Bestand der Regelung nach ß 118 Abs. 6 EnWG bis zum\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 4\r\n4. August 2029 get‰tigt. Dieses Vertrauen kˆnnte durch die angek¸ndigte ƒnderung des ß 118\r\nEnWG ersch¸ttert werden. Damit w¸rde ein Fadenriss im Stromspeicherzubau drohen. Eine\r\nhinreichend belastbare Grundlage f¸r zuk¸nftige Investitionen kˆnnte dann erst wieder mit\r\nkommunizierten konkreten Netzentgelten f¸r Stromspeicher im Jahr 2028 bestehen. Um diese\r\nUnsicherheit zu vermeiden, appellieren wir an die BNetzA, dieses Vertrauen mˆglichst z¸gig\r\nwiederherzustellen, indem die G¸ltigkeit der grunds‰tzlichen Regelung in ihrem urspr¸nglichen\r\nzeitlichen Geltungshorizont best‰tigt wird.\r\nDas Aus- oder ‹berreizen eventueller rechtlicher Handlungsspielr‰ume ist nicht mit dem\r\nˆffentlichen Interesse (ß 11c EnWG) vereinbar, sodass die Leitlinie einer neuen\r\nNetzentgeltregelung f¸r Speicher nicht im Lˆsungsraum des gebrochenen Vertrauens, sondern\r\nvielmehr in der Kontinuit‰t des systemisch relevanten Infrastrukturausbaus gesucht werden soll.\r\nZu diesem Zweck schlagen wir eine Mˆglichkeit f¸r eine tragf‰hige ‹bergangsregelung vor.\r\nKerninhalte des Vorschlags\r\n⟩ Stromspeicher werden im groflen Maflstab benˆtigt und brauchen ad‰quate\r\nRahmenbedingungen\r\n⟩ Tragf‰higkeit beachten: Kapazit‰tspreis nur in investitionsvertr‰glicher Hˆhe und\r\nvorzugsweise verlust-/effizienzbezogen\r\n⟩ Keine Flexibilit‰tspotenziale verschenken: Keine statischen Arbeitspreise f¸r\r\nStromspeicher\r\n⟩ Praxis-Check f¸r Netzentgelte bei Stromspeichern mit FCA: Reduzierung der statischen\r\nEntgelte bis auf Null; klare Abgrenzungskriterien; Anreizkompatibilit‰t\r\n⟩ Potenzial zur Netzkostensenkung heben und Dynamische Entgelte verpflichtend f¸r\r\nNeuanlagen einf¸hren ab 4. August 2029\r\n⟩ Markttaugliches und sukzessives Einsteuern von dynamischen Entgelten zwischen 2029–\r\n2035 ohne ‹bersteuerung\r\n⟩ F¸r Bestandsanlagen, die bis zum 4. August 2029 in Betrieb genommen werden: keine\r\nstatischen Netzentgelte, stattdessen ein Opt-in zu dynamischen Netzentgelten und\r\nPflicht zur Teilnahme an dynamischen Netzentgelten ab 2035\r\n⟩ Vertrauen und Investitionen sch¸tzen: Vertrauen in Investitionsstandort Deutschland\r\nwieder herstellen sowie das ˆffentliche Interesse an dem kontinuierlichen\r\nSpeicherausbau respektieren und hierzu den Kern der Regelung von ß 118 Abs. 6 EnWG\r\nnicht ber¸hren\r\n⟩ Stromspeicher wie Stromspeicher behandeln – auch in Co-Location und Multi-Use\r\n\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 5\r\n1. EINLEITUNG\r\nDer BVES und der bne danken der Bundesnetzagentur f¸r die Mˆglichkeit zur\r\nStellungnahme zum „Orientierungspunktepapier: Speichernetzentgelte“ im Rahmen\r\nder AgNes-Festlegung. Die nachfolgende Konsultation wird gemeinsam durch den\r\nBVES und bne eingereicht.\r\nAnlass dieser Konsultationseingabe ist die Neugestaltung der allgemeinen Netzentgeltsystematik\r\n(AgNes). Teil der allgemeinen Netzentgeltsystematik sollen auch Netzentgelte f¸r Stromspeicher\r\nbzw. Stromspeicherung sein, die bisher unter eigenen Tatbest‰nden in der Netzentgeltregulierung\r\nbehandelt wurden. Neugebaute Stromspeicher sind zudem gesetzlich geregelt ¸ber das\r\nAuslaufen der aktuellen Stromnetzentgeltverordnung hinaus bis zu einer Inbetriebnahme am 4.\r\nAugust 2029 f¸r 20 Jahre von Netzentgelten befreit.\r\nUm den wachsenden Anteil volatiler Erzeugung zu integrieren, den steigenden Strombedarf zu\r\nbew‰ltigen und das Energiesystem stabil zu halten, m¸ssen sowohl neue Stromspeicher errichtet,\r\nals auch der Bestand erhalten und in seinem Betriebsmodell gesichert werden. Durch die\r\nNetzentgeltbefreiung wurde der dringend benˆtigten Stromspeicherung ein gesicherter Betriebsund Entwicklungsrahmen gegeben. Diese Gesetzgebung zeigte Wirkung: Der Bestand an\r\nStromspeichern (insb. Pumpspeicher) wurde gesichert und ert¸chtigt. Zudem befinden sich rund\r\n11 GWh bis 2029 in der konkreten Projektierung,1\r\n mit einem Investitionsvolumen von rund 2,5\r\nMrd. €.2\r\n\r\nF¸r eine Neuregelung muss daher im Interesse von Systemstabilit‰t, Resilienz,\r\nVersorgungssicherheit gelten: Betrieb des Bestands sowie Neubau von Stromspeichern muss\r\nmˆglich bleiben. Denn die Vorteile der Stromspeicherung liegen auf der Hand: sie gl‰ttet Preise,\r\nvermeidet Redispatch, reduziert Netzausbaukosten, sichert die Systemstabilit‰t mit allen\r\nSystemdienstleistungen und ermˆglicht die Nutzung von erneuerbarem Strom zu jeder Zeit. Bei\r\neinem z¸gigen Speicherausbau sind deswegen positive volkswirtschaftliche Effekte in Hˆhe von\r\n5 Mrd. € zu erwarten.3\r\n\r\nPrivathaushalte haben dieses Potenzial l‰ngst f¸r sich erkannt und Stand Februar 2026 fast 20\r\nGWh an Heimspeichern (ca. 2,1 Mio. Anlagen) installiert.4\r\n Auch im Bereich der Industrie- und\r\nGewerbespeicher (ca. 25.000 Anlagen, sowie netzgekoppelter Groflspeicher und Stromspeichern\r\nneben Erzeugungsanlagen entwickelt sich das Potenzial nun deutlich. Allein bei Groflbatterien\r\ngeht auch der Szenariorahmen des Netzentwicklungsplans von einem Zubau auf 41,1 bis 94,1\r\nGW bis 2037 aus.5\r\nDie Bundesnetzagentur hat sich im Orientierungspunktepapier und dem dazugehˆrigen\r\nExpertenworkshop dazu bekannt, dass der marktgetriebene Energiespeicherausbau weiterhin der\r\nGrundsatz sein soll. Dies sollte selbstverst‰ndlich sein, doch begr¸flen wir diese explizite\r\nZusicherung ausdr¸cklich. Aus diesem Bekenntnis ergibt sich dann aber auch zwingend, dass ein\r\n1 Auszug aus dem Marktstammdatenregister, Stand: 19.02.2026, abrufbar unter:\r\nhttps://www.marktstammdatenregister.de/MaStR/Einheit/Einheiten/OeffentlicheEinheitenuebersicht.\r\n2 Annahme von 11 GWh bei einer Investition von ca. 220€/kWh.\r\n3 Hintergrund der Rechnung: 3 Mrd. Euro vermiedene EEG-Fˆrderung, 800 Mio. Euro durch Senkung der\r\nGroflhandelspreise sowie Redispatch-Kostensenkung von 1,2 Mrd. € - Potenzial womˆglich weitaus hˆher.\r\n4 Auszug aus dem Marktstammdatenregister, Stand: 19.02.2026, abrufbar unter:\r\nhttps://www.marktstammdatenregister.de/MaStR/Einheit/Einheiten/OeffentlicheEinheitenuebersicht.\r\n5 Netzentwicklungsplan Strom 2037/2045, Version 2025, 1. Entwurf, abrufbar unter:\r\nhttps://www.netzentwicklungsplan.de/sites/default/files/2025-12/NEP_2037_2045_V2025_1_Entwurf_0.pdf\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 6\r\nzuk¸nftiges Netzentgeltregime an der Wirtschaftlichkeit von Stromspeichern ausgerichtet werden\r\nmuss sowie die Finanzierungspraxis und-modalit‰ten f¸r Stromspeicher zu ber¸cksichtigen hat.\r\nDabei darf nicht das vergangene, sondern muss das zuk¸nftige sowie in der Praxis reale\r\nErlˆspotenzial von Speichern – definiert etwa durch eine Saturierung von Regelleistungsm‰rkten\r\nund niedriger Volatilit‰t am Strommarkt – ber¸cksichtigt werden.\r\nDas neue Entgeltsystem kann dabei auch nicht singul‰r betrachtet werden, sondern muss die\r\nbetriebliche Praxis beachten und einbeziehen. So werden Stromspeicheranlagen zunehmend nur\r\nnoch mit netzseitig getriebenen Vorgaben und Einschr‰nkungen angeschlossen, die deutlich auf\r\nBetrieb und Vermarktung einwirken.\r\nDies liegt auch zum Groflteil an der immer weiter falschen Einordnung der Stromspeicherung als\r\nErzeugung und Verbrauch und der damit verbundenen Einordnung bei den Netzbetreibern als\r\nSteigerung ihrer Verbrauchs- oder Erzeugungsbelastung. Dabei f‰hrt ein Stromspeicher nahezu\r\nimmer gegen die aktuelle Belastung und sorgt damit f¸r mehr Platz im Netz und nicht weniger.\r\nEinschr‰nkungen f¸r Einzelf‰lle oder netzseitige Bef¸rchtungen kˆnnen ¸ber netzseitige\r\nVorgaben beseitigt werden, doch m¸ssen diese Vorgaben und die Tatsache, dass f¸r viele\r\nAnlagen der Netzanschluss nicht mehr vollumf‰nglich und unbedingt genutzt werden kann, dann\r\nauch in der Netzentgeltsystematik Ber¸cksichtigung finden.\r\nMit Einf¸hrung des ß 11c EnWG in 2024 und dessen Aktualisierung in 2025 hat der Gesetzgeber\r\ndas fundamentale ˆffentliche Interesse der ÷ffentlichkeit am Energiespeicherausbau festgestellt.\r\nDiese Regelung ist nicht von dem EuGH-Urteil zur Kompetenzregelung der BNetzA bzgl.\r\nNetzentgelte erfasst. Es existiert somit eine gesetzliche Leitlinie zur Wahrung tragf‰higer\r\nBedingungen f¸r einen Speicherzubau, die der AgNes-Prozess nicht ignorieren und dessen\r\nErgebnisse nicht widersprechen d¸rfen.\r\nDas Stromsystem benˆtigt mehr Flexibilit‰t. Die Bedarfe an Stromspeichern f¸r die zuk¸nftige\r\nStabilit‰t und Flexibilit‰t unseres Stromsystems sind in den Netzentwicklungspl‰nen\r\nfestgeschrieben. Nun stehen wir vor der einmaligen Chance, dass diese notwendige Entwicklung\r\nder Systeminfrastruktur mit privaten Mitteln und auf der Basis privater Investitionen erfolgen\r\nkann.\r\nDaf¸r ist jedoch zwingend erforderlich, die Finanzierungspraxis zu ber¸cksichtigen und bei der\r\nBelastung mit Abgaben, Umlagen und Steuern zu beachten. Ansonsten laufen wir in eine\r\ndeutliche Flexibilit‰tsl¸cke, die nur mit hohen staatlichen Geldern und dann mit entsprechenden\r\nAuswirkungen auf Strompreis, Netzentgelte usw. und deutlicher Verzˆgerung wieder geschlossen\r\nwerden kann.\r\nDer volkswirtschaftlich effizienteste Pfad des Stromspeicherausbaus f¸hrt entlang von\r\nMarktregeln und bleibt ohne Subventionen. Aus diesem Grund m¸ssen Netzentgelte tragf‰hig\r\nsein, um die Notwendigkeit einer zuk¸nftigen Subventionierung des Speicherausbaus zu\r\nverhindern. Der Vorschlag soll eine finanziell tragf‰hige Br¸cke zwischen alter Welt der\r\npauschalen Netzentgeltbefreiung und der neuen Welt mit einem mˆglichen Finanzierungs- und\r\nAnreizbeitrag in den Netzentgelten f¸r Flexibilit‰t durch Stromspeicher schlagen.\r\n\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 7\r\n2. ROLLE UND NUTZEN VON\r\nSTROMSPEICHERN IM\r\nENERGIESYSTEM\r\nDie Stromspeicherung hat einen breiten Nutzen im Energiesystem und ist essenziell f¸r die\r\nIntegration erneuerbarer Energien, die Versorgungssicherheit und den stabilen Systembetrieb. Die\r\nNotwendigkeit der Stromspeicherung sollte deshalb die grundlegende Pr‰misse einer neuen\r\nNetzentgeltsystematik sein.\r\nINTEGRATION ERNEUERBARER ENERGIEN IN DAS SYSTEM\r\nF¸r die Integration und den Marktwerterhalt von erneuerbaren Energien sind Stromspeicher von\r\nhervorgehobener Bedeutung. Stromspeicher nehmen Strom bei hoher Verf¸gbarkeit und sonst\r\ngeringer Nachfrage im Markt ab und speisen ihn bei hoher Nachfrage wieder ein. Mittel- bis\r\nlangfristig wird es bei einem kontinuierlichen Stromspeicherausbau so mˆglich sein, wesentliche\r\nStrombedarfe durch Strom aus erneuerbaren Energiequellen abzudecken. Auch wirtschaftlich\r\nzeigt sich ein positiver Effekt: Durch die Marktwertsteigerung sinkt unter anderem die Belastung\r\ndes EEG-Kontos. Der Fˆrderbedarf f¸r EEG-Anlagen kann so um bis zu 3 Mrd. Euro pro Jahr\r\ngesenkt werden.6\r\n Allein aus diesen Gr¸nden ist der Arbitragehandel in der deutschen\r\neinheitlichen Strompreiszone ein wesentlicher Pfeiler des Stromsystems.\r\nSTROMNETZSTABILISIERUNG\r\nStromspeicher speisen bei Angebotsmangel in das System ein und sind damit eine wesentliche\r\nSt¸tze f¸r die Versorgungssicherheit. Pumpspeicher stellen bereits seit Jahren sicher, dass bei\r\neinem Netzausfall genug Kapazit‰t bereitgestellt wird, um einen Wiederaufbau des Netzes zu\r\nermˆglichen. Elementare Systemdienstleistungen, wie diese Schwarzstartf‰higkeit und zus‰tzlich\r\nRegelleistung, Momentanreserve, Blindleistung, werden bereits heute weitgehend marktlich\r\nbereitgestellt und sollen in Zukunft ausschliefllich durch den Markt bereitgestellt werden.\r\nStromspeicher dominieren zuk¸nftig die Bereitstellung dieser Systemdienstleistungen, die sie\r\nbesonders effektiv, pr‰zise und zudem g¸nstig bereitstellen. So sind beispielsweise seit dem Bau\r\nder ersten grˆfleren Batterien im Jahr 2014, die Kosten von Regelenergie um 64 % gesunken.7\r\n\r\nVERSORGUNGSSICHERHEIT UND RESILIENZ\r\nIm aktuellen Versorgungssicherheitsbericht der Bundesnetzagentur wird die hohe Relevanz des\r\nZubaus neuer steuerbarer Kapazit‰ten ausdr¸cklich betont. In der begleitenden Pressemitteilung\r\nheißt es: „Die Stromversorgung in Deutschland ist gewährleistet, wenn bis 2035 zus‰tzliche\r\nsteuerbare Kapazit‰ten von bis zu 22,4 GW (Zielszenario) bzw. bis zu 35,5 GW (Szenario\r\n‚Verzögerte Energiewende‘) errichtet werden.“ Gemeint sind Bruttowerte, die den Zubau ohne\r\nBer¸cksichtigung von Stilllegungen abbilden. Gleichzeitig wird die wachsende Rolle von\r\nEnergiespeichern im Bericht klar herausgestellt: „Schon heute können sich besonders\r\nBatteriespeicher im Strommarkt refinanzieren, wie die aktuelle Ausbaudynamik beweist. In\r\nbestimmten Marktsituationen kˆnnen Speicher den Bedarf an zus‰tzlichen\r\nKraftwerkskapazit‰ten reduzieren.“\r\n6 Rechnung basiert auf NEP 2023 mit einem dynamischen Ausbauziel von 47GW Speicher in 2037. Vgl. GEEC,\r\n2023, Zitat aus VIK Mitteilung April 2023, S. 46-49, abrufbar unter: https://www.eco-stor.de/News/Studie\r\nenergiewirtschaftliche Effekte.pdf.\r\n7 Frontier Economics, 2023, Der Wert von Groflbatteriespeichern im Deutschen Stromsystem, , S.12, abrufbar\r\nunter: https://www.frontier-economics.com/media/jmxlrpul/frontier-economics_wert-von-bess-im-deutschenstromsystem_-final-report.pdf.\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 8\r\nVERMEIDUNG VON VERSORGUNGSL‹CKEN\r\nDer Versorgungssicherheitsbericht identifiziert Versorgungssicherheitsrisiken insbesondere\r\ndann, wenn nicht gen¸gend Nachfrageflexibilit‰ten erschlossen werden. Da Speicher im Bericht\r\nweitgehend den Nachfrageflexibilit‰ten zugeordnet werden, ist diese Aussage folgerichtig auch\r\nauf Speicher zu beziehen. Umgekehrt l‰sst sich daraus ableiten: Ein beschleunigter\r\nSpeicherausbau kann die Versorgungssicherheit deutlich erhˆhen. Groflspeicher, die sich\r\naufgrund ihrer Marktanreize in Phasen hoher (Jahres-)Hˆchstresiduallast systemdienlich\r\nverhalten, tragen maflgeblich zur Reduktion von Residuallastspitzen bei. Der Vergleich der beiden\r\nSzenarien macht zudem deutlich, dass eine ausbleibende bzw. verzˆgerte Flexibilisierung des\r\nStromverbrauchs den Bedarf an zus‰tzlichen steuerbaren Kapazit‰ten weiter erhˆhen kann.\r\nSYSTEMSTABILITƒT UND NETZSTƒRKE\r\nDer Systemstabilit‰tsbericht8\r\n der ‹bertragungsnetzbetreiber und die erg‰nzende Bewertung der\r\nBundesnetzagentur beschreiben einen herausfordernden Zustand der Systemstabilit‰t, der unter\r\nanderem durch regional sinkende Netzst‰rke gepr‰gt ist. Eine hohe Netzst‰rke ist dabei\r\nwesentlich f¸r den stabilen Betrieb eines Stromsystems mit hoher Durchdringung\r\nleistungselektronisch gekoppelter Anlagen. Vor diesem Hintergrund leiten die ‹NB insgesamt 37\r\nHandlungsempfehlungen ab, um Spannungs- und Frequenzstabilit‰t zu verbessern und die\r\nNetzst‰rke zu erhˆhen. Der zentrale Befund lautet: Es besteht Handlungsbedarf, dem kurzfristig\r\nnicht allein mit klassischem Netzausbau zu begegnen ist. Netzst‰rke h‰ngt im Kern von\r\nnetzbildenden Erzeugungs- und Umrichterressourcen ab, die mit dem R¸ckzug konventioneller,\r\nsynchroner Kraftwerke zur knappen systemischen Ressource werden. Stromspeicher kˆnnen\r\ndiese Knappheit mildern und die netzbildenden Eigenschaften konventioneller Anlagen ersetzen.\r\nEnergiespeicher sind damit von hoher Bedeutung, um aktiv f¸r ein stabiles System Sorge zu\r\ntragen.\r\nFORTSCHREITENDE ELEKTRIFIZIERUNG IN ALLEN SEKTOREN\r\nStromspeicher sind zudem eine zentrale Infrastruktur f¸r die steigende Elektrifizierung von\r\nIndustrie, Verkehr und W‰rme. Im Zuge der Transformation werden neben dem Stromsektor\r\nverst‰rkt auch andere Sektoren mit Strom versorgt. Stromspeicher sind hier essenziell, um eine\r\nhohe Leistung dann bereitzustellen, wenn sie benˆtigt wird, ohne die Netzkapazit‰t zu ¸berlasten,\r\nwie sie beispielsweise beim LKW-Laden oder in elektrifizierten thermischen Prozessen in der\r\nIndustrie benˆtigt wird. Sie sind damit ein Motor f¸r die Elektrifizierung, ermˆglichen eine bessere\r\nAusnutzung bereits vorhandener Netzinfrastruktur und reduzieren den Bedarf f¸r weiteren\r\nNetzausbau. Dies ist Standortsicherung, da die Industrie von g¸nstigen Gestehungskosten von\r\nerneuerbaren Energien vor Ort profitieren kann. Zudem wird der politische Auftrag der Abkehr von\r\nfossilen Energien in der Industrie ermˆglicht.\r\nKOSTENSENKUNG IM SYSTEM\r\nVolkswirtschaftlich ist das besonders relevant vor dem Hintergrund der aktuellen Kostenlage im\r\nNetz. Abregelung und Redispatch sowie engpassbedingter Netzausbau sind ein sp¸rbarer\r\nKostentreiber geworden, der ¸ber hohe Netzentgelte auch bei den Haushalten und der Industrie\r\nankommt. Stromspeicher kˆnnen auf vielf‰ltige Weise zur Kostensenkung beitragen. Sie werden\r\nin Zukunft ein wichtiger Abnehmer in Gebieten mit hohem Anteil an ‹berschussstrom zur\r\n„falschen“ Zeit. ‹bersch¸sse aus Wind und PV m¸ssen weniger abgeregelt werden und stehen\r\ndann in Zeiten hoher Nachfrage wieder zur Verf¸gung. Auch der Bedarf an Redispatch sinkt\r\ndamit. So kˆnnen Stromspeicher Redispatch-Kosten um bis zu 62 € pro installiertem kW Leistung\r\n8 Systemstabilit‰tsbericht 2025 der ‹bertragungsnetzbetreiber, verˆffentlicht am 01.08.2025, abrufbar unter:\r\nhttps://data.bundesnetzagentur.de/Bundesnetzagentur/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unter\r\nnehmen_Institutionen/NEP/Strom/Systemstabilitaet/2025.pdf\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 9\r\npro Jahr verringern. 9\r\n Zum Vergleich: Bereits ein 300 MW-Stromspeicher kann damit\r\nRedispatchkosten von rund 18 Mio. € pro Jahr sparen.10 Mit einer Flotte von rund 94 GW\r\nStromspeichern, wie im NEP vorgesehen, kˆnnen also erhebliche Redispatchkosten gespart\r\nwerden, die einer eventuellen Einnahmeseite durch Netzentgelte gegen¸bergestellt werden\r\nm¸ssen.\r\nWEITERE POSITIVE VOLKSWIRTSCHAFTLICHE EFFEKTE VON ENERGIESPEICHERN\r\nDurch ihre Teilnahme am Handel haben Stromspeicher einen preisd‰mpfenden Effekt auf den\r\nBˆrsenstrompreis, in dem sie bei hohen Preisen entladen und damit den Einsatz von teuren\r\nkonventionellen Kraftwerken reduzieren. Von 2030 bis 2050 kˆnnten so die\r\nStromgroflhandelspreise durchschnittlich um etwa 1 €/MWh gesenkt werden.11 Bei einem\r\nBruttostromverbrauchspfad von 776 bis 882 TWh im Jahr 203712 ergeben sich dadurch\r\nvereinfacht Potenziale von Einsparungen von bis zu 776 Mio. € bis 882 Mio. € pro Jahr. Auch\r\ndurch die Gl‰ttung von stark schwankenden Strompreisen entstehen positive volkswirtschaftliche\r\nEffekte, da sie hohe Kosten f¸r Industrie in Engpasssituationen vermeiden. Kumuliert stehen bei\r\neinem z¸gigen Stromspeicherzubau volkswirtschaftliche Einsparungen von bis zu 5 Mrd. €\r\nj‰hrlich im Raum – ohne Einsparung im Netzausbau eingerechnet13. Demgegen¸ber stehen\r\npotentielle und maximale Einnahmen von rund 0,6 – 0,9 Mrd. € pro Jahr14 durch eine\r\nNetzentgeltbelastung von Stromspeichern. ‹ber die Erhebung von Netzentgelten auf die\r\nSpeicherung kˆnnen Stromspeicher also niemals wesentlich zur Kostendeckung des\r\nStromnetzes beitragen. ‹ber engpassentlastende Fahrweisen und positive Effekte in Netz und\r\nMarkt, kˆnnen sie aber sehr wohl und mit einem wesentlich hˆheren Potenzial zur\r\nKostensenkung beitragen. ‹ber ein gut ausgestaltetes preisliches Anreizinstrument kˆnnen diese\r\nkostensenkenden Betriebsmodelle zus‰tzlich potenziert werden.\r\nKONSEQUENZEN F‹R DIE NEUE NETZENTGELTSYSTEMATIK\r\nDerzeit werden Stromspeicher ohne staatliche Fˆrderung gebaut, mobilisieren privates Kapital\r\nund tragen dabei selbst das volle Marktpreisrisiko – die positiven Effekte sind ¸ber sinkende\r\nKosten in Netz und Markt deutlich. Die aktuelle Investitionspipeline zeigt, dass der Markt\r\ngrunds‰tzlich bereitsteht, den Hochlauf der Stromspeicher zu tragen, vorausgesetzt, dass der\r\nRegulierungsrahmen planungssicher bleibt und die Finanzierungspraxis ber¸cksichtigt.\r\nAktuell basiert der Zubau von Stromspeichern nahezu allein auf dem volatilen Stromhandel und\r\nreagiert dementsprechend empfindlich auf pauschale zus‰tzliche Belastungen.\r\nDie Bedarfe an Stromspeichern bestehen, wie im NEP und unz‰hligen Studien dargelegt. Sollte\r\ndas Betriebsmodell von Stromspeichern durch eine nicht tragf‰hige Netzentgeltbelastung\r\nerodiert werden, bricht sowohl Bestand als auch Zubau von Flexibilit‰t durch privates Kapital ein.\r\nDann m¸sste der Staat einspringen und den notwendigen Ausbau ¸ber hohe Subventionen und\r\nmit hohen eigenen Kosten fˆrdern, wie es bereits heute in einer Reihe europ‰ischer Staaten der\r\nFall ist. Volkswirtschaftlich betrachtet, w‰re dies das ineffizienteste Szenario mit entsprechenden\r\nnegativen Auswirkungen auf Strompreis und Netzentgeltbelastung jedes Stromkunden.\r\n9 Neon Neue Energieˆkonomik, 2025, Netzentgelte f¸r Groflbatterien, S. 12, abrufbar unter:\r\nhttps://neon.energy/Neon-Netzentgelte-Gro%C3%9Fbatterien.\r\n10 Berechnungslogik: Anwendung der Grenzkostenbetrachtung von 62€ pro kW auf einen 300.000 kW Speicher\r\n11 Frontier Economics, 2023, Der Wert von Groflbatteriespeichern im Deutschen Stromsystem, S. 12, abrufbar\r\nunter: https://www.frontier-economics.com/media/jmxlrpul/frontier-economics_wert-von-bess-im-deutschenstromsystem_-final-report.pdf.\r\n12 Netzentwicklungsplan Strom 2037 mit Ausblick 2045, Version 2025, S. 69, abrufbar unter:\r\nhttps://www.netzentwicklungsplan.de/sites/default/files/2025-12/NEP_2037_2045_V2025_1_Entwurf_0.pdf.\r\n13 Hintergrund der Rechnung: 3 Mrd. Euro vermiedene EEG-Fˆrderung, 800 Mio. Euro durch Senkung der\r\nGroflhandelspreise sowie Redispatch-Kostensenkung von 1,2 Mrd. € - Potenzial womˆglich weitaus hˆher.\r\n14 Maximaler Deckungsbeitrag von 15 €/kW (siehe Kapitel 4) mit dem Speicherzubau NEP-Szenario A-C.\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 10\r\n3. INVESTITIONSSICHERHEIT\r\nWIEDERHERSTELLEN\r\nSowohl die Bundesregierung als auch die Europ‰ische Kommission unterstreichen regelm‰flig\r\ndie Bedeutung von Stromspeichern f¸r Versorgungssicherheit, Systemstabilit‰t und\r\nKosteneffizienz. Vor diesem Hintergrund zeigen die im vergangenen Jahr erteilten\r\nNetzanschlusszusagen f¸r station‰re Groflbatteriespeicher von rund 71 GW ein erhebliches\r\nprivatwirtschaftliches Investitionspotenzial in die Systeminfrastruktur in Deutschland.\r\nGleichzeitig ist aus Sicht der Projekt- und Finanzierungsrealit‰t entscheidend, dass regulatorische\r\nEckpunkte fr¸hzeitig und verl‰sslich kommuniziert werden. Groflspeicher sind kapitalintensive\r\nInfrastrukturprojekte mit mehrj‰hrigen Entwicklungs- und Finanzierungszyklen. Ihre\r\nWirtschaftlichkeit beruht auf marktgetriebenen Erlˆsannahmen. In dieser Struktur wirkt sich\r\nregulatorische Unsicherheit gravierend auf die Umsetzungswahrscheinlichkeit der geplanten\r\nStromspeicher aus.\r\nLaut dem Marktstammdatenregister sind bereits 10,7 GWh an Groflspeicherprojekten f¸r eine\r\nInbetriebnahme bis Ende 2029 registriert. Dies entspricht einer Investitionssumme von rund 2,5\r\nMrd. Euro.\r\n15 Diese subventionsfreien Investitionen in die deutsche Systeminfrastruktur stehen\r\nnun jedoch massiv zur Disposition. Ohne die Wiederherstellung der Planungssicherheit ist zu\r\nerwarten, dass die Projekte letztlich nicht realisiert werden. Energiespeicher w‰ren dann zwar\r\neine eigenst‰ndige Asset-Klasse, jedoch nur auf Basis staatlicher Beihilfen und Subventionen.\r\nDies widerspricht den Zielen der Bundesregierung, die mit aktuellen Investitionsprogrammen\r\nexplizit Investitionen in den Standort Deutschland anreizt. Diese Anreize sollten nicht durch\r\nandere regulatorische Maflnahmen konterkariert werden.\r\nSeit Verˆffentlichung des Orientierungspapiers der BNetzA realisiert sich bereits deutlich eine\r\nzunehmende Flexibilit‰tsl¸cke. Das Finanzierungsumfeld blickt nun sp¸rbar anders auf Projekte.\r\nRisikoaufschl‰ge steigen bereits und Finanzierungsentscheidungen werden vertagt und teils\r\nwieder in Frage gestellt.\r\nDies ist keine kurzfristige Marktverstimmung sondern eine direkte Reaktion auf die Unsicherheit\r\nim Hinblick auf das laufende Verfahren und das Vorgehen der BNetzA. Besonders die\r\nTragf‰higkeit k¸nftiger Netzentgelte f¸r Stromspeicher aber auch die Ausgestaltung einer\r\nmarkttauglichen ‹bergangsregelung und insbesondere der Umgang mit\r\nVertrauensschutzaspekten schaden dem Markt bereits merklich und deutlich. Den geltenden\r\nRegulierungsrahmen pauschal in Frage zu stellen unter dessen Vertrauen geplant, projektiert und\r\ninvestiert wurde, schadet damit dem Vertrauen in den gesamten Wirtschaftsstandort\r\nDeutschland.\r\nDie grunds‰tzliche Zielsetzung der Reform der BNetzA teilen wir jedoch weiterhin ausdr¸cklich:\r\nNetzentgelte langfristig zu stabilisieren, Effizienzen zu heben und Fehlanreize zu vermeiden.\r\nGerade deshalb ist eine investitionssch¸tzende ‹bergangslˆsung aus unserer Sicht zentral.\r\nVerzˆgerte Flexibilit‰tsinvestitionen erhˆhen die Wahrscheinlichkeit von Redispatch,\r\nEinspeisemanagement und Engpasskosten und kˆnnen damit auch die Netzentgeltentwicklung\r\nerheblich belasten. Eine verl‰ssliche und gut kommunizierte ‹bergangsarchitektur ist daher ein\r\nwichtiger Baustein, um die Reformziele zu erreichen.\r\nVor diesem Hintergrund halten wir es f¸r sinnvoll, z¸gig ein tragf‰higes Lˆsungsmodell zu\r\nentwickeln und dar¸ber transparent mit den Stakeholdern zu sprechen. Entscheidend w‰re, dass\r\ndie Bundesnetzagentur unmittelbar das Vertrauen wieder herstellt und die wesentlichen\r\nEckpunkte eines ‹bergangs- und Zielmodells verˆffentlicht. Momentan ist laufenden Projekten\r\nder sichere Boden entzogen. Es braucht eine sofortige Grundlage, daf¸r, dass\r\nFinanzierungsentscheidungen f¸r Stromspeicherprojekte wieder unter verl‰sslichen Annahmen\r\ngetroffen werden kˆnnen.\r\n15 Capex-Annahme: 220 € pro kWh.\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 11\r\n4. FINANZIELLE TRAGFƒHIGKEIT\r\nVON SPEICHERN ZUR LEISTUNG\r\nVON NETZENTGELTEN\r\nEin neues Netzentgeltregime muss neben kostenorientiert und verursachergerecht auch in der\r\nPraxis anwendbar sein. Die Praxis bedeutet f¸r Stromspeicher eine langj‰hrige\r\nProjektentwicklungs- und marktliche Finanzierungsphase, die den Kapitalmarktregeln\r\nunterworfen ist. Ausgangspunkt f¸r positive Investitionsentscheidungen sind konkrete\r\nBankability-Kriterien und der Nachweis planbarer und belastbarer Investitionsbedingungen.\r\nDie Finanzierung wird ¸ber verschiedene Kan‰le angestrebt und ermˆglicht. Dabei sind die\r\nRenditen in der Praxis und Realit‰t deutlich von den immer wieder einseitig dargestellten\r\nMarktrenditen, da stets in theoretischer Ex-Post Betrachtung und f¸r Einzelsituationen, entfernt.\r\nMehrfach kombinierte Erlˆsstrˆme ohne Ber¸cksichtigung der jeweiligen Markttiefe zeichnen\r\ngerade in den Medien ein einseitiges Bild, das den Realit‰ten, insbesondere f¸r die Zukunft bis\r\n2029, nicht entspricht.\r\nMit dem weiteren Markthochlauf ist jedoch von sinkenden Erlˆspotenzialen auszugehen:\r\nSystemdienstleistungsm‰rkte wie FCR und aFRR sind begrenzt und verlieren bei zunehmendem\r\nWettbewerb an Ertragsst‰rke. Parallel reduzieren zus‰tzliche Flexibilit‰ten im System die\r\nSpreads im Energiehandel. In der Folge verschiebt sich der Business Case bis Ende der Dekade\r\nn‰her an die technologiespezifische Investitionsh¸rde – ein erwartbarer Effekt eines wachsenden\r\nund reifenden Speichermarktes.\r\nUm hier Konsistenz zwischen Entgeltregime und Betriebsrealit‰t herzustellen, m¸ssen weitere\r\nAspekte der Praxis st‰rker in den Blick genommen werden. Zu der Praxis gehˆrt, dass neue\r\nGroflspeicheranlagen so gut wie immer nur noch mit flexiblen Netzanschlussvereinbarungen\r\n(FCA/FlexNAV) in Betrieb genommen werden. Die dabei festgelegten Restriktionen reduzieren\r\nnach Anforderung des Netzbetreibers den projektbezogenen Bedarf f¸r Netzausbau oder dar¸ber\r\nhinaus, ¸ber vermiedene Engp‰sse auch den Netzausbedarf auch f¸r andere Anschlussnehmer.\r\nDem Netz werden damit wesentliche Kosten gespart.\r\nBetriebseinschr‰nkungen erleichtern zudem die operative Systemf¸hrung des Netzbetreibers.\r\n‹ber Vorgaben zu Lade- und Entladeverhalten wird passiv oder aktiv Spitzenerzeugung von\r\nerneuerbaren Energien oder Verbrauchsspitzen im Netz gegl‰ttet und damit sonst anfallendem\r\nRedispatchbedarf entgegengewirkt. ‹ber Einschr‰nkungen der Fahrplanabweichungen wird\r\nzudem ein Anker f¸r Netzstabilit‰t gesetzt und zugleich ein Teil der Regelleistung freigehalten,\r\num bspw. Regelleistungsbedarfe aus Sicht des Anschluss¸bertragungsnetzbetreibers zu decken.\r\nGleichzeitig haben die Beschr‰nkungen erhebliche Auswirkungen auf den wirtschaftlichen Betrieb\r\ndes Stromspeichers: Sie begrenzen Dispatch-Freiheiten, verschieben Fahrweisen in weniger\r\nprofitable Zeitfenster und reduzieren die F‰higkeit, M‰rkte und Netzdienstleistungen zu\r\noptimieren. In der Praxis sind diese Einschr‰nkungen aus Sicht des Stromspeichers deshalb eine\r\nstrukturelle Erlˆsbremse und erhˆhen Kosten und wirken sich negativ auf die Finanzierbarkeit\r\naus. Gleichzeitig reduzieren sie das volkswirtschaftlich optimale Marktpotenzial des\r\nStromspeichers.\r\nNeben den FCA bedient sich das System noch weiterer Instrumente, um steuernd auf\r\nStromspeicher einzuwirken: auch der Baukostenzuschuss greift ¸ber einen\r\nDifferenzierungsmechanismus in die Standortsteuerung ein, will den Stromspeicher zu\r\nnetztechnisch „günstigen“ Standorten lenken und gleichzeitig eventuell notwendigen Netzausbau\r\njenseits der vom Stromspeicher getragenen Anschlusskosten pauschalisierend abdecken.\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 12\r\nWenn ein neues Netzentgeltmodell implizit also von einer freien Netznutzung ausgeht, diese in\r\nder Realit‰t aber nicht besteht, entsteht ein systematisches Finanzierungsrisiko. ‹ber das\r\nGrundprinzip der Anwendbarkeit muss daher gew‰hrleistet werden, dass die realen FCAEinschr‰nkungen im Entgeltregime angemessen ber¸cksichtigt werden. Ohne die\r\nBer¸cksichtigung von FCA droht durch die zus‰tzliche Netzentgeltbelastung ein gef‰hrlicher\r\nSchwellenwert erreicht zu werden. Dieser „Kipppunkt“ stellte die minimalen Marktanforderungen\r\ndar, die ein Stromspeicher braucht, um ¸ber den Markt finanziert werden zu kˆnnen. Im Zuge der\r\nAuswertung der f¸r diesen Konsultationsbeitrag bereitgestellten Studien zeigt sich, dass dieser\r\nKipppunkt insbesondere bei FCA-gef¸hrten Anlagen durch eine zus‰tzliche, auch niedrige,\r\nNetzentgeltbelastung bereits sehr schnell erreicht werden kann.\r\nUngewollt h‰tte auch ein verh‰ltnism‰flig niedriges Netzentgelt damit einen sofortigen\r\nAusbaustopp zur Folge. Auch bereits in der Entwicklung befindliche Projekte w¸rde sehr\r\nkurzfristig die Finanzierung entzogen. Um sich von dieser regulatorischen L¸cke zu erholen,\r\nbr‰uchte der Markt schlussendlich viel Zeit – auf Kosten der Volkswirtschaft, die nicht von der\r\nzus‰tzlichen Flexibilit‰t profitieren kˆnnte. Eine entsprechend sensible Netzentgeltsystematik ist\r\nf¸r den notwendigen Zubau von Flexibilit‰t elementar.\r\nDie vorliegende Konsultationseingabe st¸tzt sich darum methodisch auf zwei S‰ulen: erstens\r\nstrukturiertes Feedback aus der Branche zu Investitionsentscheidungen,\r\nFinanzierungsvoraussetzungen und operativen Restriktionen in der Netzanschlusspraxis\r\n(insbesondere FCA), zweitens eine datenbasierte Quantifizierung von Wirtschaftlichkeit und\r\nSystemwirkungen auf Basis von Studien etablierter Analysten und Modellierer. Das\r\nDatenfundament umfasst Auswertungen und Szenariorechnungen von Afry Management\r\nConsulting, Aurora Energy Research und Modo Energy. Die Daten wurden unabh‰ngig und ohne\r\nKosten f¸r diesen Konsultationsbeitrag erstellt.\r\n÷konomische Aussagen zur Tragf‰higkeit werden entlang konsistenter Referenzf‰lle getroffen,\r\ndie die Wirtschaftlichkeit von Stromspeichern ohne neue Entgelte abbilden. Darauf aufbauend\r\nwerden Entgeltregime als zus‰tzliche Kosten- bzw. Erlˆsrestriktionen in die Projekt- und\r\nBetriebsmodelle integriert. Der Modellierungsansatz bildet die relevanten\r\nErlˆszusammensetzungen (Day-Ahead/Intraday-Arbitrage, Regelenergie, weitere marktliche\r\nErlˆse) sowie zentrale Projektsensitivit‰ten ab. G‰ngige Voraussetzungen f¸r die Umsetzung\r\neines Groflspeicherprojekts ist in der Regel ein interner Zinsfufl von 10-15 % nach internationalen\r\nKapitalmarktstandards (vereinfacht). Als notwendige marktg‰ngige Bedingung wird hier ein\r\nprojektinterner Zinsfufl von 10 % als Cut-off-Point angenommen.\r\nDie markt¸bliche Finanzierung von Stromspeicheranlagen in Deutschland funktioniert nat¸rlich\r\nanders als bei Anlagen, die eine staatlich garantierte Pr‰mie erhalten. W‰hrend Erneuerbare\r\nAnlagen in Deutschland ¸ber die EEG-Einspeisung ihre Einnahmen ¸ber die n‰chsten 20 Jahre\r\ngarantiert bekommen, gibt es f¸r Speicher in Deutschland keinerlei langfristig garantierte\r\nEinnahmestrˆme, mit deren Hilfe das Investitionsrisiko verringert und die Verwendung von\r\nFremdkapital in grˆflerem Umfang ermˆglicht wird. Hier unterscheidet sich der deutsche\r\nSpeichermarkt stark von anderen ausl‰ndischen M‰rkten, in denen oftmals langfristige\r\nEinnahmestrˆme f¸r Speicher garantiert werden. Hinzu kommen unsichere FCA-Bedingungen,\r\nderen Auswirkung auch der Markt gerade erst beginnt zu verstehen. Die Auswirkungen\r\nbeispielsweise eines Fahrplan-Freeze kˆnnen selbst von den Experten nicht bewertet werden.\r\nSolche Unsicherheiten gibt es andernorts nicht und wirken erhˆhend auf die Renditeerwartung.\r\nDie Auswirkungen unterschiedlicher Entgeltniveaus und -designs, modelliert in statischen\r\nKapazit‰tspreiskomponenten in €/kW/a, und arbeitsbezogene Komponenten in €/kWh, werden\r\nim Verh‰ltnis zur Investierbarkeit bewertet. Herausfordernd waren hier insbesondere die\r\nUngewissheit ¸ber die k¸nftige Ausgestaltung dieser Komponenten. Aufgrund der bislang\r\nverf¸gbaren Informationen wurden Modellierungen mit verschiedenen Annahmen unternommen,\r\num ein mˆglichst breites Bild zu erhalten.\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 13\r\nVon der Modellierung dynamischer Entgelte haben die Analysten Abstand genommen.\r\nHintergrund ist die Schwierigkeit in der Modellierung. Da zudem unklar ist, inwiefern ein\r\nEntgeltregime sich tats‰chlich auf den einzelnen Stromspeicher auswirkt, muss die\r\nFinanzierbarkeit auch ohne zus‰tzlich entlastende oder belastende Wirkung einer dynamischen\r\nKomponente gegeben sein.\r\nDie erlˆsrelevanten Wirkungen von FCA werden anhand typischer Restriktionsmuster (u. a.\r\nLeitplanken, Rampen, Regelleistungsrestriktionen, Feasibility-Ranges, Fahrplan-Freeze) erfasst\r\nund ¸ber monetarisierte Erlˆseinbuflen in die Bankability-Bewertung ¸berf¸hrt. Die Ergebnisse der\r\nStudien, detaillierte Annahmen und Parametrierungen werden in einem Annex dokumentiert.\r\n\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 14\r\nSTUDIE A (MODO ENERGY)\r\n\r\nUNTERSUCHUNGSRAUM VON STUDIE A\r\nStudie A16 wurde von Modo Energy erstellt und untersucht den\r\nEinfluss von kapazit‰ts- und arbeitspreisbasierten Entgelten auf den\r\nMarkteinsatz und die Finanzierbarkeit von Stromspeicherprojekten.\r\nWeiterhin wurde im Zuge der Studie eine Prognose erstellt, die die\r\nAuswirkungen von Netzentgelten auf den Markthochlauf von\r\nSpeichern untersucht.\r\nANNAHMEN F‹R FCA-BESCHRƒNKTE ANLAGEN\r\nFCA-limitierte Anlagen werden einmal in einem Szenario auf ‹NB, sowie VNB-Ebene untersucht.\r\nRestriktionen kˆnnen hier sehr unterschiedlich sein. F¸r das ‹NB-Szenario wurde hier eine Rampe\r\nvon 6,67 %/min (= „15-Minuten-Rampe“), Beschr‰nkung der Regelleistung auf 50 % der\r\ninstallierten Leistung sowie eine Fahrplanbeschr‰nkung ab 2 Stunden vor Erbringungszeitraum\r\nangenommen. Auf VNB-Ebene wurde eine maximale Wirkleistungs‰nderungsrate von 6,67 %/min,\r\nBeschr‰nkung der Regelleistung auf 25 % der installierten Leistung sowie eine\r\nFahrplanbeschr‰nkung gem‰fl der netzneutralen H¸llkurven, die im Bayernwerk-Netz angewendet\r\nwerden, angenommen.\r\nWIRTSCHAFTLICHKEIT VON NICHT-BESCHRƒNKTEN UND FCA-BESCHRƒNKTEN ANLAGEN\r\nF¸r einen Speicher ohne Einschr‰nkungen wurde ein IRR von 14,7 % errechnet. Durch die oben\r\nbeschriebenen Einschr‰nkungen im ‹NB-Netz erreicht der Speicher noch eine IRR-Bewertung von\r\n10 %. Dies wurde hier ebenfalls als Grenzfall angenommen, da eine Finanzierbarkeit bei einem\r\nIRR von unter 10 % bei risikobehafteten Anlagen nicht mehr in jedem Fall gegeben ist. Unter den\r\nBeschr‰nkungen im VNB-Netz liegt der IRR hier bei 10,7 % und ist damit noch investierbar.\r\nTRAGFƒHIGKEIT VON NETZENTGELTEN BEI UNBESCHRƒNKTEN ANLAGEN\r\nIn Bezug auf Kapazit‰tspreise hat Szenario 1 gezeigt, dass f¸r einen 4-h-Speicher mit einem\r\nfesten Netzanschluss, ohne weitergehende Einschr‰nkungen, die notwendigen Bedingungen\r\neiner g‰ngigen Marktfinanzierung ab einem Kapazit‰tspreis zwischen 25 € und 41,90€ pro kW\r\nunterschritten werden. Die Tragf‰higkeitsgrenze liegt n‰her an 25 als an 41,90 €. Nimmt man die\r\nvorgeschlagene Saldierung von ein- und ausgespeisten Strommengen als Ankerpunkt, wird f¸r\r\ndiesen Stromspeichertyp die marktliche Umsetzung ab einem Arbeitsentgelt auf die\r\nVerlustmengen von mehr als 66,50 € pro MWh (6,65 ct/kWh) unrealistisch. Dies entspricht\r\nungef‰hr dem Arbeitsentgelt Stand heute auf ‹NB-Ebene, ohne Subventionierung.\r\nTRAGFƒHIGKEIT VON NETZENTGELTEN BEI FCA-BESCHRƒNKTEN ANLAGEN\r\nMit einem IRR von 10 % im Basis-Fall ohne Netzentgelte erreichte der Stromspeicher im ‹NBFCA-Szenario nur knapp den investierbaren Rahmen. Bei einem Netzentgelt von 6 €/kW liegt der\r\nIRR bereits bei 9,1%, bei einer Bepreisung der Verluste mit 2,3 ct/kW liegt der Case bereits bei\r\n8,8%. Eine Belastung mit jeglichen Netzentgelten ist im ‹NB-FCA-Fall finanziell nicht darstellbar.\r\nIm VNB-FCA-Ausgangsfall ohne Netzentgelte lag der IRR hier bei 10,7 %, bei Netzentgelten von\r\n23,60 €/MWh (2,36 ct/kWh) lag dieses Szenario bereits auflerhalb des investierbaren Rahmens\r\nbei einem IRR von 8,1 %. Bei einem kapazitätsbasierten Entgelt von 6€/kW liegt der IRR in diesem\r\nSzenario bei 9,8 % und damit unterhalb der Finanzierbarkeitsschwelle von 10 % IRR. Eine\r\nBelastung mit Netzentgelten ist nach dieser Studie damit auch im VNB-FCA-Fall nicht darstellbar.\r\n16 Till Stehr, Modo Energy, verˆffentlicht 19.02.2026, abrufbar unter:\r\nhttps://modoenergy.com/research/en/germany-grid-fees-2029-exemption-vertrauensschutz-irrs-financingthresholds-hurdle-rate-bnetza-netzentgelte\r\n‹ber Modo Energy\r\nModo Energy ist ein AnalyseBeratungsunternehmen mit Sitz im\r\nVereinigten Kˆnigreich, dass\r\nPrognosen, Datenauswertung und\r\nAsset-Bewertungen erstellt.\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 15\r\nAbbildung 1: Vergleich der Tragf‰higkeit von Netzentgelten bei FCA und ohne\r\nAUSWIRKUNGEN VON ARBEITSBASIERTEN ENTGELTEN AUF DEN SPEICHEREINSATZ\r\nModo hat zudem dargestellt, dass eine Belastung mit arbeitsbasierten Entgelten dazu f¸hrt, dass\r\nein Speicher in der Modellierung weniger Zyklen absolviert. Bei einer Belastung von rund\r\n26ct/kWh, was einem hohen AP2 entspricht, reduziert sich die Zyklenzahl auf 1,2 Zyklen pro Tag\r\nin 2029 und steigt nur langsam auf 1,4 Zyklen in den Folgejahren an. Aus volkswirtschaftlicher\r\nund systemischer Sicht sind dies wichtige Effizienzeinbuflen im Hinblick auf den Speichereinsatz.\r\nINVESTIONSSICHERHEIT\r\nIn seiner Studie hat Modo Energy zudem dargestellt, dass bei einem Wegfall der\r\nInvestitionssicherheit und damit einem Ausbleiben von Investitionsentscheidungen in Speicher,\r\nbis zum Jahr 2030 keine wesentlichen Mengen an Speichern mehr zugebaut w¸rden. Der Markt\r\nw¸rde sich erst ab 2032/33 langsam erholen.\r\nAbbildung 1: Darstellung von\r\nModo Energy zur\r\nwirtschaftlichen Tragf‰higkeit\r\nvon kapazit‰tsbasierten\r\nEntgelten\r\nZentrale Aussagen:\r\n‣ Geringes Kapazit‰tsNetzentgelt bei\r\nunbeschr‰nkten Anlagen\r\ntragf‰hig\r\n‣ Anlagen mit FCA schon\r\nohne Netzentgelt sehr nah\r\nan der\r\nWirtschaftlichkeitsgrenze\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 16\r\nSTUDIE B (AURORA ENERGY RESEARCH )\r\nUNTERSUCHUNGSRAUM STUDIE B\r\nStudie B17 wurde von Aurora Energy Research erstellt und untersucht die\r\nAuswirkungen einer Netzentgeltbelastung auf die Wirtschaftlichkeit f¸r\r\nSpeicher im ‹bertragungs- und Verteilnetz mit und ohne FCA. Die\r\nUnterscheidung zwischen ‹bertragungs- und Verteilnetz ist angebracht,\r\nda hier in der Praxis unterschiedliche FCA angewendet werden.\r\nTRAGFƒHIGKEIT VON NETZENTGELTEN BEI NICHT-FCA-ANLAGEN\r\nStudie B untersucht zun‰chst die Netzentgeltbelastung bei Anlagen, die in\r\nihrer marktlichen Betriebsweise nicht durch einen FCA eingeschr‰nkt sind. In Studie B wurde das\r\nGesch‰ftsmodell eines Speichers ohne Einschr‰nkung und ohne Netzentgelt mit einem IRR von\r\n15,2 % bewertet. Der in dieser Studie als tragf‰hig definierte Bereich liegt bei 9 – 12 % IRR. Je\r\nnach Finanzierungsstruktur und Risikomanagement wird ein IRR benˆtigt, der am unteren oder\r\noberen Ende dieses Bereichs liegt. Bei einem IRR von 12 % wird so gut wie jede Anlage eine\r\nFinanzierung erhalten. Ein IRR von 9 % liegt damit sehr stark an der Grenzfinanzierbarkeit von\r\nrisikoreichen Anlagen und wird nicht mehr in allen F‰llen eine Finanzierung erhalten. An dieser\r\nStelle ist anzumerken: Bereits ein IRR von unter 10 % wird bei risikoreichen Investments nicht von\r\nallen Banken und Investoren mitgetragen.\r\nIm Orientierungspunktepapier wird die Mˆglichkeit diskutiert, dass der Speicher eine Kapazit‰t\r\nvon Null w‰hlen kann und daf¸r ein vollst‰ndiger AP2 auf die saldierten Mengen erhoben wird. In\r\ndiesem Szenario wird angenommen, dass der dann zu zahlende AP2 dem f¸nffachen des AP1\r\nentspricht. In der Berechnung wurde f¸r den Ausgangswert des AP1 der aktuelle Arbeitspreis\r\n(<2.500 Stunden) im ‹bertragungsnetz gew‰hlt. Bei Anwendung ausschliefllich eines AP2 (KP=0)\r\nvon 11,8 ct/kWh auf die Verluste bei nicht-FCA-beschr‰nkten Anlagen l‰ge die Wirtschaftlichkeit\r\nnoch bei rund 10,3 % IRR und damit ¸ber der Tragbarkeitsschwelle. Dies gilt allerdings nur f¸r den\r\n2h-Speicher. F¸r einen 4h-Speicher kommt die Studie ausgehend von einem unbeschr‰nkten IRR\r\nvon 12.9 % nach Anwendung des AP auf einen IRR von 8.2 %, also unter der\r\nTragbarkeitsschwelle.\r\nWeiterhin wird die Mˆglichkeit untersucht, dass ausschliefllich ein Kapazit‰tspreis erhoben wird.\r\nWird auf nicht FCA-beschr‰nkte Anlagen im ‹NB-Netz ein Kapazit‰tsnetzentgelt von rund 7 €/kW\r\nerhoben, was dem Netzentgelt f¸r Energiespeicher in Groflbritannien entspricht, sinkt der IRR auf\r\n13,5 % und liegt noch ¸ber der Tragbarkeitsschwelle. Wir ein KP von 10 €/kW angelegt, was\r\nungef‰hr der Belastung eines KP auf die „Verlustleistung“ entspräche, sinkt die Bewertung auf\r\n12,7 % IRR und ist damit noch tragbar. Bei einem Kapazit‰tspreis von rund 24 €/kW sinkt der IRR\r\nunter die angenommene Finanzierungsbarkeitsschwelle von 9% und ist damit nicht mehr\r\nfinanzierbar.\r\nDurch die zus‰tzliche Belastung der Verlustmengen mit einem AP1 von 2,36 ct/kWh sinkt der\r\nIRR jeweils um 1,6 %-Punkte. Die Tragbarkeitsschwelle w‰re damit wesentlich fr¸her\r\nunterschritten.\r\nWird Betreibern die Wahl gegeben, eine Kapazit‰t von Null zu w‰hlen und lediglich einen AP2\r\nstatt Kapazit‰tspreis und AP1 zu zahlen, wird der Betreiber ab einem Kapazit‰tsentgelt von ¸ber\r\n16€/kW dazu angereizt, diese Option zu wählen.\r\nTRAGFƒHIGKEIT VON NETZENTGELTEN BEI FCA-BESCHRƒNKTEN ANLAGEN IM ‹NB-NETZ\r\nF¸r Speicher, die mit einem FCA im ‹bertragungsnetz belegt wurden, wurde angenommen, dass\r\nihre F‰higkeit zur Regelleistungserbringung auf 25% der installierten Leistung beschr‰nkt ist.\r\nWeiterhin wurden Fahrplanabweichungen 3 Stunden vor Lieferung auf dem Strommarkt\r\n17 Die Studie befindet sich im Annex. Die Studie wurde am 24.02.2026 in ˆffentlicher Fassung auf LinkedIn geteilt.\r\n‹ber Auora Energy Research\r\nAurora Energy Research ist ein\r\nunabh‰ngiger Anbieter von\r\ndatengetriebener EnergieMarktanalytik, Modellierung und\r\nPrognosen. Auroa unterst¸tzt seine\r\nKunden bei Investitions- und\r\nStrategieentscheidungen.\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 17\r\nuntersagt. Der Leistungs‰nderungsgradient wurde auf 20 % der installierten Leistung pro Minute\r\nbeschr‰nkt.\r\nBei Anwendung der genannten FCA-Beschr‰nkungen im ‹NB-Netz sinkt der IRR auf 11,8 %. Die\r\nAnlage liegt damit noch im von dieser Studie als tragf‰hig definierten Bereich von 9 – 12 % IRR.\r\nWird ausschliefllich ein AP2 (11,8 ct/kWh) auf die saldierten Mengen erhoben, sinkt der IRR auf\r\n6,4 % und ist damit f¸r FCA-beschr‰nkte Anlagen im ‹NB-Netz nicht mehr tragf‰hig. Die\r\nTragbarkeitsschwelle wird bereits ab einem AP2 von 6,2 ct/kWh unterschritten (IRR < 9 %).\r\nBei einem Kapazit‰tspreis von 7 €/kW erreicht die FCA-beschr‰nkte Anlage noch einen IRR von\r\n10 % und ist damit gerade noch finanzierbar. Wird jedoch zus‰tzlich ein AP1 von 2,36 ct/kWh auf\r\ndie Verluste erhoben, sinkt der IRR unter die markt¸bliche Finanzierbarkeitsschwelle auf ca. 8,1 %\r\nIRR. Bei einem Kapazit‰tsentgelt von 10 €/kW ohne die Erhebung eines AP1 erreicht die Anlage\r\ngerade noch den in dieser Studie als tragf‰hig definierten Bereich mit einem IRR von 9,2 %.\r\nTRAGFƒHIGKEIT VON NETZENTGELTEN BEI FCA-BESCHRƒNKTEN ANLAGEN IM VNB-NETZ\r\nF¸r Speicher, die mit einem FCA im Verteilnetz belegt wurden, wurden folgende Annahmen\r\ngetroffen: Beschr‰nkung der Regelleistungserbringung auf 25 % der installierten Leistung, sowie\r\ndie Einschr‰nkung von Bezug- und Einspeiseleistung w‰hrend den tausend windreichsten und\r\nverbrauchintensivsten Stunden. Weiterhin wurde eine Beschr‰nkung der Wirkleistungs‰nderung\r\nauf 6% pro Minute vorgesehen.\r\nDer Speicher, der den Beschr‰nkungen im Verteilnetz unterliegt, erreicht durch den FCA einen\r\nIRR von 9,1 %. Er liegt damit gerade noch im in dieser Studie als tragf‰hig definierten Bereich,\r\nallerdings unter der marktg‰ngigen Finanzierbarkeitsschwelle von 10 %.\r\nWird ausschliefllich ein AP2 von 11,8 ct/kWh auf die Verluste (KP=0) erhoben, sinkt die\r\nBewertung auf 3,4 % IRR.\r\nWird hingegen ausschliefllich ein Kapazit‰tspreis erhoben, sinkt der IRR bereits bei einem KP von\r\n7 €/kW auf 7,2 %. Bei einem Kapazit‰tspreis von 25 €/kW liegt der IRR im Szenario VNB-FCA bei\r\n1,7 %.\r\nDurch die niedrige Tragf‰higkeitsschwelle ist eine Belastung durch Netzentgelte im VNB-FCASzenario unter keiner Preisvariation finanziell darstellbar.\r\nAUSWIRKUNGEN VON NETZENTGELTEN BEI SPEICHERN MIT H÷HERER KAPAZITƒT\r\nEin Stromspeicher mit einer C-Rate von 0,25 bzw. 4h-Speicher liegt im Basisfall mit 12,9 % IRR im\r\nSzenario deutlich unter dem 2h-Pendant – Grund hierf¸r sind hˆhere Projektkosten. Bei\r\nAnwendung ausschliefllich eines AP2 (KP=0) auf die Verluste l‰ge dieses Szenario bei einem\r\nnicht finanzierbaren IRR von 8,2 %. Ab einem Kapazit‰tsentgelt von 10 €/kW (AP1/2=0) läge der\r\nIRR bei noch investitionsf‰higen 11,2 %.\r\nVorsichtig l‰sst sich daraus der Schluss ableiten, dass ein Kapazit‰tsentgelt generell\r\nStromspeicher mit grˆflerem Speichervolumen bevorteilt, die auch im Zuge des weiteren Zubaus\r\nerneuerbarer Energien von hoher systemischer Bedeutung sind.\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 18\r\nAbbildung 2: Auswirkungen von Netzentgelten auf nicht FCA-beschr‰nkte Anlage\r\nAbbildung 3: Auswirkungen von Netzentgelten unter FCA-belasteten Anlagen\r\nAbbildung 2: Darstellung von\r\nAurora zur Auswirkung von\r\nNetzentgelten auf die\r\nwirtschaftliche Tragf‰higkeit\r\nbei nicht beschr‰nkten\r\nAnlagen\r\nZentrale Aussagen:\r\n‣ AP2 ohne KP in nicht\r\nentgeltbeschr‰nkten\r\nAnlagen noch tragf‰hig\r\n‣ Geringes\r\nKapazit‰tsentgelt in nicht\r\nFCA-beschr‰nkten\r\nAnlagen noch tragf‰hig\r\n\r\nAbbildung 3: Darstellung von\r\nAurora zur Auswirkung von\r\nNetzentgelten auf die\r\nwirtschaftliche Tragf‰higkeit\r\nbei FCA-beschr‰nkten\r\nAnlagen\r\nZentrale Aussagen:\r\n‣ Schon geringes Entgelt\r\nbringt TSO-FCAbeschr‰nkte Anlagen an\r\ndie Grenzen der\r\nWirtschaftlichkeit\r\n‣ Netzentgelte bei DSOFCA-beschr‰nkten\r\nAnlagen nicht tragf‰hig\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 19\r\nSTUDIE C (AFRY)\r\nUNTERSUCHUNGSRAUM STUDIE C\r\nStudie C18 wurde von AFRY Deutschland erstellt und betrachtet die\r\nwirtschaftliche Tragf‰higkeit eines Speichers in drei\r\nNetzentgeltszenarien, sowie zus‰tzlich mit Beschr‰nkungen hinsichtlich\r\nder Wirkleistungs‰nderung und der Regeleistungserbringung. Zus‰tzlich\r\nbietet die Studie von AFRY eine Sensitivit‰tsanalyse f¸r die Erhebung\r\nvon BKZ mit und ohne die Belastung von weiteren Netzentgelten.\r\nANNAHMEN F‹R FCA-BESCHRƒNKTE ANLAGEN\r\nDie Studie untersucht einen 4h-Batteriespeicher, der 2029 in Betrieb geht. Hinsichtlich der\r\nmˆglichen Restriktionen nimmt AFRY Rampen-Einschr‰nkungen von 10% und 6% an, was jeweils\r\neiner 10-Minuten und 16,67-Minuten-Rampe entspricht. Hinsichtlich der\r\nRegelleistungseinschr‰nkungen betrachtet sie den Fall, dass zum einen die Mˆglichkeit besteht,\r\n30% der installierten Leistung in der Regelleistung zu vermarkten oder gar keine Regelleistung\r\nerbringen zu d¸rfen. Gerade letzteres ist ein Fall, der auch im Verteilnetz tats‰chlich Anwendung\r\nfindet.\r\nWIRTSCHAFTLICHKEIT VON ANLAGEN OHNE FCA UNTER NETZENTGELTEN\r\nIm AFRY-Basis-Szenario ohne Netzentgelte und ohne FCAs erreicht ein 4h-Speicher mit sonst\r\nvergleichbaren Annahmen zu den ¸brigen Analysen einen IRR von 11,9 %. Im Szenario mit\r\nniedrigen Netzentgelten (KP: 6 €/kW; AP1: 6,65 ct/kWh; AP2: 26,6 ct/kWh) erreicht der Speicher\r\nnur noch einen IRR von 8,1 % und ist damit unter der Schwelle von 10 % IRR nicht finanzierbar. Im\r\nSzenario mit hohen Netzentgelten (KP: 42 €/kW; AP1: 6,65 ct/kWh; AP2: 26,6 ct/kWh) sinkt der\r\nIRR auf 3,6 %.\r\nWIRTSCHAFTLICHKEIT VON FCA-ANLAGEN UNTER NETZENTGELTEN\r\nW‰hrend eine Rampe von 10%/min nur geringe Auswirkungen auf den IRR mit einem Abfall von\r\n0,1%-Punkten hat, senkt die 15-Minuten Rampe den IRR um bis zu 1,3%-Punkte in diesem\r\nSzenario. Kommt eine Regelleistungsbeschr‰nkung auf 30% der installierten Leistung hinzu, sinkt\r\nder IRR zus‰tzlich um 1,1 bis 1,2%-Punkte. Ist keine Regelleistungserbringung mˆglich, f‰llt damit\r\nein sehr wichtiger Markt f¸r den Stromspeicher weg. Der IRR sinkt entsprechend zwischen 3,5\r\nund 5,3%-Punkten. Findet somit der sehr reale Fall Anwendung, dass eine Rampe von 6%/min und\r\neine Regelleistungsbeschr‰nkung auf 0% der installierten Leistung vorgegeben wird, kann bereits\r\nim Fall ohne Netzentgelte schon kein wirtschaftlicher Betrieb mehr dargestellt werden. Bei\r\nmoderaten Netzentgelten schliefllich sinkt der IRR auf 1,7%. Bei hohen Netzentgelten wird der\r\nZinsfufl mit -4,4% negativ.\r\n Carlos Perez Linkenheil, AFRY Deutschland, verˆffentlicht am 24.02.2026, abrufbar unter:\r\nhttps://afry.com/sites/default/files/2026-02/6340_afry_brochure_bess_economics_outlined_v4.pdf\r\n‹ber AFRY Deutschland\r\nAFRY Deutschland ist ein AFRY ein\r\nnational und international t‰tiges\r\nUnternehmen in den Bereichen\r\nEngineering und Management\r\nConsulting.\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 20\r\nEFFEKTE VON BKZ\r\nEine Anlage, die keinen BKZ leistet, kann ohne FCA noch eine niedrige Netzentgeltbelastung\r\ntragen. Bei FCA-Anwendung sinkt die Belastung mit Netzentgelten sehr schnell an die\r\nTragbarkeitsschwelle.\r\nF¸r Anlagen, die bereits einen BKZ leisten, ist eine zus‰tzliche Netzentgeltbelastung bereits nicht\r\nmehr darstellbar. Mit zus‰tzlicher FCA-Belastung ist die Finanzierbarkeit eines Speichers nicht\r\nmehr gegeben.\r\nEine weitere Schwierigkeit dabei, die Tragf‰higkeit von Netzentgelten zu bestimmen, ist die\r\nmitunter unbeabsichtigte Wechselwirkung verschiedenster Instrumente. So erzeugt die mˆgliche\r\ngleichzeitige Anwendung von BKZ, statischen Netzentgelten, dynamischen Netzentgelten und\r\nFCA miteinander wechselwirkende Kosten- und Restriktionseffekte, die die Wirtschaftlichkeit von\r\nBESS empfindlich beeinflussen kˆnnen.\r\nBei der Analyse der verschiedenen Instrumente hat die Studie festgestellt, dass die\r\nWirtschaftlichkeit unter Umst‰nden auch bei Parameterkombinationen grunds‰tzlich erhalten\r\nbleiben kann, wobei BKZ-Befreiungen hier einen groflen Hebel liefern (+2 Prozentpunkte IRR).\r\nStatische Netzentgelte bleiben der dominierende Kostentreiber und m¸ssten unter die im Test\r\nbetrachtete Untergrenze sinken. Sowohl dynamische Netzentgelte als auch FCA spiegeln\r\nNetzengp‰sse ¸ber Einspeise-Einschr‰nkungen wider und kˆnnen unter Umst‰nden zu einer\r\nDoppelbelastung f¸hren.\r\nStudie C: Auswirkungen von Netzentgeltszenarien auf die Wirtschaftlichkeit\r\nAbbildung 3: Darstellung von\r\nAFRY\r\nZentrale Erkenntnisse:\r\n• Basisszenario:4h-BESS\r\nmit COD 2029 IRR von\r\nrund 12 %.\r\n• FCA : IRR 10 %\r\n• Statische Netzentgelte\r\ndr¸cken die Renditen\r\nunter die H¸rden.\r\n• Nur sehr niedrige\r\nstatische Netzentgelte\r\nsind ohne FCA ¸berhaupt\r\nnoch darstellbar\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 21\r\nFAZIT\r\nBESS bleiben unter den aktuellen Rahmenbedingungen attraktiv; im Basisszenario erzielt ein 4-hBESS mit COD 2029 eine IRR von rund 12 %. FCA allein zerstˆren die Wirtschaftlichkeit nicht:\r\nSelbst bei sp¸rbaren FCA kˆnnen Zielrenditen von 10 % noch erreicht werden – allerdings mit\r\nsehr geringem Puffer. Statische Netzentgelte mit sowohl Leistungspreis als auch Arbeitspreis\r\nsind der strukturelle Bruch: Schon niedrige Leistungsentgelte dr¸cken die Renditen unter die\r\nH¸rden. Sobald Netzentgelte anfallen, werden Projekte unwirtschaftlich; jede zus‰tzliche FCA\r\nwirkt dann prohibitiv, weil keinerlei Margenpuffer mehr vorhanden ist. Aus den Berechnungen\r\nzeigt sich, dass nur leicht einschr‰nkende FCAs, z.B. eine isolierte Regelleistungsbegrenzung von\r\n30 % oder eine Rampe von 10 %/min noch einen IRR von >10 % ermˆglichen. Eine Tragf‰higkeit\r\nf¸r Netzentgelte ist hingegen bereits bei statischen LP von 6 €/kW/a und nicht subventionierten\r\nAP (66,5 €/MWh AP 1, 266 €/MWh AP 2) mit einem IRR von 8,1 % nicht mehr gegeben. BKZBefreiungen sind ein wesentlicher Hebel f¸r die Wirtschaftlichkeit und kˆnnen die\r\nWirtschaftlichkeit um +2 Prozentpunkte verbessern. Insgesamt sind nur sehr niedrige statische\r\nNetzentgelte (unterhalb des getesteten Regimes) ohne FCA ¸berhaupt noch darstellbar. Wenn\r\ndynamische Netzentgelte klare, netzdienliche Dispatch-Anreize setzen, kˆnnten FCA entfallen, um\r\n¸berlappende und sich gegenseitig konterkarierende Restriktionen zu vermeiden.\r\nDementsprechend folgt aus dieser Analyse, dass nur sehr geringe statische Netzentgelte oder\r\nmoderate FCAs weiterhin ein Umfeld ermˆglichen, in dem Investitionen im notwendigen Rahmen\r\nget‰tigt werden.\r\n\r\nStudie C: Auswirkungen von Netzentgeltszenarien auf die Wirtschaftlichkeit\r\nAbbildung 5: Darstellung von\r\nAFRY\r\nZentrale Erkenntnisse:\r\n‣ Durch das Abschaffen\r\ndes BKZ (85€/kW)\r\nw¸rde sich ein\r\nTragf‰higkeitsfenster\r\nvon ca. 2%-Punkte IRR\r\nerˆffnen\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 22\r\n5. DESIGN EINER\r\nZ UKUNFTSFƒHIGE N\r\nNETZENTGELTSYSTEMATIK F‹R\r\nSTROMSPEICHER\r\nIn diesem Kapitel beschreiben wir die grunds‰tzlichen ‹berlegungen f¸r eine zukunftsgerichtete\r\nund wirtschaftlich tragf‰hige Ausgestaltung der Speichernetzentgelte. Die Grundlage f¸r das\r\nKapitel bildeen sowohl die empirische Datenlage, die im dritten Kapitel beschrieben wurde und\r\neinen Rahmen zur wirtschaftlichen Kostentragf‰higkeit vorgibt, als auch grunds‰tzliche\r\n‹berlegungen zur Optimierung von wohlfahrts- und netzfˆrderlichem Speichereinsatz.\r\n5.1 GRUNDSƒTZLICHE ABKEHR VOM LP/AP-MODELL\r\nWie auch im europ‰ischen Rechtsrahmen gefordert, sehen wir das Kriterium der\r\nKostenreflexivit‰t und (System-)Effizienz als entscheidend f¸r die Entgeltsystematik –\r\nunabh‰ngig vom angeschlossenen Anschlussnehmer.19 Vor diesem Hintergrund mˆchten wir\r\nausdr¸cklich die Initiative der Bundesnetzagentur unterst¸tzen, das bisherige System\r\njahreseinheitlicher Arbeits- und Leistungspreise, die f¸r ganze Netz- bzw. Spannungsgebiete\r\nausgestaltet werden, durch ein zukunftsfestes System zu ersetzen. Es erscheint eindeutig, dass\r\ndie bisherige, auf historische Kosten abzielende Entgeltsystematik angesichts eines\r\nStromsystems im Wandel mit dezentraler Energieerzeugung, -nutzung und -speicherung keine\r\nsinnvolle Anreizwirkung mehr zeigen kann. Gezielte Knappheitssignale der\r\n‹bertragungskapazit‰ten im Netz kˆnnen angesichts der einheitlichen Strompreiszone durch den\r\nEnergy-Only-Markt nicht abgebildet werden. Eine Synchronisation von markt- und netzdienlichen\r\nSignalen ist daher geboten. Wir kˆnnen der Argumentation, dass dies zu Beginn mit\r\nStromspeichern implementiert werden solle, vollst‰ndig folgen.20\r\nGerade deshalb ist es aber erforderlich, die Anwendbarkeit des AgNes-Grundmodells\r\n(Kapazit‰tspreis kombiniert mit zwei statischen Arbeitspreiskomponenten) auf Stromspeicher\r\nsystematisch zu pr¸fen. Das Grundmodell kann bei klassischen Verbrauchergruppen, die\r\n¸berwiegend unidirektional und lastgetrieben agieren, eine plausible Ann‰herung darstellen.\r\nStromspeicher sind jedoch weder klassische Verbraucher noch Erzeuger, sondern Flexibilit‰t. Ihr\r\nEinsatz ist bidirektional und auf Preissignale und Systembedarfe ausgerichtet, mit regelm‰fliger\r\nNutzung der vollen Anschlusskapazit‰t, um den wirtschaftlichen Betrieb aus¸ben zu kˆnnen. Eine\r\nNetzentgeltsystematik muss diese Andersartigkeit von Stromspeichern im Vergleich zu\r\nErzeugern und Verbrauchern ber¸cksichtigen. Mit derselben Argumentation weicht die\r\nBundesnetzagentur in ihrem Entwurf zur Ausgestaltung von Einspeiseentgelten von ihrem\r\nGrundmodell ab. Diese Andersartigkeit und Notwendigkeit zur Abweichung gegen¸ber dem\r\nGrundmodell f¸r Verbraucher ist grunds‰tzlich auch f¸r Stromspeicher gegeben und bildet die\r\nsachliche Grundlage f¸r eine differenzierte Behandlung im Sinne von Nichtdiskriminierung und\r\nverursachungsgerechter Kostenallokation. Wie im Folgenden beschrieben, kˆnnen so zus‰tzliche\r\n19 Schilderoth, Das EU-Recht der Netzentgelte im Stromsektor, W¸rzburger Studien zum Umweltenergierecht Nr.\r\n37 vom 11.09.2024, abrufbar unter: https://stiftung-umweltenergierecht.de/wpcontent/uploads/2024/09/Stiftung_Umweltenergierecht_Wuestudien_37_Netzengelte.pdf.\r\n20 Jahn/H¸mmer, Netzentgelte: Langfristige Grenzkosten als Grundlage der Bepreisung, Mai 2025, abrufbar unter:\r\nhttps://www.raponline.org/wp-content/uploads/2025/05/RAP-Jahn-Huemmer-Netzentgelte-LangfristigeGrenzkosten-als-Grundlage-der-Bepreisung-May-2025-final1.pdf.\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 23\r\npositive Netz- und Systemeffekte erzeugt werden, die nicht nur das Gesamtsystem, sondern auch\r\ndas Stromnetz effizienter und damit kosteng¸nstiger machen.\r\n5.2 ARBEITSENTGELT\r\nIm Hinblick auf eine effiziente Ausgestaltung der Finanzierungsfunktion f¸r Stromspeicher ist die\r\nErhebung eines Arbeitsentgeltes als Entgeltkomponente f¸r Stromspeicher ungeeignet. Die\r\nAbweichung vom durch die BNetzA vorgeschlagenen Grundmodell ist dabei aus Systemsicht\r\ngeboten. Eine Belastung von Stromspeichern durch ein statisches Arbeitsentgelt verteuert die\r\nBereitstellung von Flexibilit‰t f¸r den Strommarkt und das Netz und reduziert damit ihren Einsatz.\r\nDieser Negativanreiz auf den Einsatz von Flexibilit‰t durch die Arbeitsbepreisung wird in den\r\nvorliegenden Orientierungspunkten zu Speichernetzentgelten bereits grunds‰tzlich anerkannt. In\r\nder Ausgestaltung ber¸cksichtigt die BNetzA diesen Punkt dahingehend, dass nur die\r\nVerlustenergie von Stromspeichern mit einer Arbeitspreiskomponente belegt werden soll.\r\nAus unserer Sicht ist es hier dringend geboten, den ‹berlegungen der BNetzA, die negative\r\nAuswirkungen auf die Flexibilit‰tserbringung durch Arbeitsbepreisung erwartet, vollst‰ndig zu\r\nfolgen. Wir pl‰dieren deshalb aus denselben Gr¸nden daf¸r, auf eine Bepreisung des einzelnen\r\nArbeitseinsatzes, vollst‰ndig zu verzichten. Die Einsatzentscheidung von Stromspeichern zur\r\nBereitstellung ihrer Flexibilit‰t sollte vollumf‰nglich auf Marktsignalen beruhen und nicht durch\r\nstatische Entgeltkomponenten verzerrt werden. Eine Marktverzerrung f¸hrt unweigerlich zu\r\nWohlfahrtsverlusten. Es gibt aus unserer Sicht hingegen keinen sachlichen Grund auf positive\r\nWohlfahrtseffekte von Stromspeichern zu verzichten. Dies gilt insbesondere da die\r\nFinanzierungsfunktion von Stromspeichern auch durch andere Funktionen, wie der Erhebung\r\neines Kapazit‰tsentgeltes, erf¸llt werden kann. Die Bepreisung von Arbeit w¸rde dahingegen dazu\r\nf¸hren, dass beispielsweise Stromspeicher ihre Flexibilit‰t nicht in Engpasssituationen zur\r\nVerf¸gung stellen. Die Folge der ausbleibenden Aktivierung der Flexibilit‰t eines Stromspeichers\r\nauf einen Netzengpass w‰re ein relativ hˆherer Redispatchbedarf, der wiederum zu hˆheren\r\nNetzkosten und Netzentgelten f¸hrt. Dies w‰re der Fall, wenn die Arbeitsbepreisung zu\r\nEinsatzkosten f¸hrt, die hˆher sind als die Opportunit‰tsgewinne, z.B. durch dynamische\r\nNetzentgelte.\r\nBerechnungen von Modo Energy zeigen etwa, dass die Aktivierung von Stromspeichern, abh‰ngig\r\nvon der Hˆhe der Arbeitspreisentgelte um bis zu 36 % im Jahr 2030 und um bis zu 28 % im Jahr\r\n2035 reduziert werden kˆnne. Neben Wohlfahrtsverlusten reduziert sich auch die F‰higkeit von\r\nStromspeichern positive Kostendeckungsbeitr‰ge zu erzielen und damit die F‰higkeit,\r\ngrunds‰tzlich Netzentgelte zu bezahlen.\r\nƒhnliche Berechnungen stellte NEON Neue Energieˆkonomie im Rahmen des BNetzA-Workshops\r\nam 30. Januar vor.21 Demnach reduzieren sich die Einnahmen von Stromspeichern durch die\r\nAnwendung von statischen Arbeitspreisen im modellierten Fall um 15 %, w‰hrend der positive\r\nBeitrag des Stromspeichers auf die Reduzierung der Redispatch-Kosten ebenfalls um 33 % sinkt.\r\nWeiterf¸hrende Informationen zum negativen Effekt einer Arbeitsbepreisung von Stromspeichern\r\nfinden sich auch in der NEON-Studie „Netzdienlichkeit von Groflbatterien“.\r\n22\r\nWeiterhin gelten bei einer Arbeitspreisbelastung von Stromspeichern dieselben Argumente, mit\r\ndenen im Orientierungspapier zu Einspeiseentgelten von der BNetzA die Arbeitsbepreisung f¸r\r\nEinspeiser verneint wird: eine Kostenw‰lzung der Netzentgelte in den Stromhandelspreis, sowie\r\neine Verschiebung in der Merit-Order im Binnenmarkt mit der Bereitstellung von Flexibilit‰t im\r\ndeutschen Strommarkt durch Stromspeicher im Ausland.\r\n21 Vgl. Pr‰sentation Neon Neue Energieˆkonomie, BNetzA-Workshop am 30. Januar 2026, abrufbar unter:\r\nhttps://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/GBK/GBK_Termine/Downloads/2026/01_2026/30.0\r\n1./2_Neon.pdf?__blob=publicationFile&v=3.\r\n22 Vgl. NEON Neue Energieˆkonomie, September 2025, abrufbar unter: https://neon.energy/NeonNetzdienlichkeit-Gro%C3%9Fbatterien.pdf.\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 24\r\nDer Verzicht auf eine Arbeitsbepreisung, und die damit einhergehenden Komplexit‰t der\r\nFestlegung eines Kapazit‰tspreises und der Anwendung eines AP1, AP2 oder einer Mischung aus\r\nAP1 und AP2, reduziert weiterhin die Gesamtkomplexit‰t des Systems f¸r\r\nStromspeicherbetreiber und Investoren sowie Netzbetreiber. Im Sinne einer grˆfltmˆglichen\r\nTransparenz, Planbarkeit und Anwendbarkeit der Finanzierungsfunktion auf Stromspeicher ist\r\ndamit ebenfalls auf eine Arbeitsbepreisung zu verzichten.\r\nEMPFEHLUNG ZU ARBEITSENTGELTEN\r\nBasierend auf den oben geschilderten ‹berlegungen schlagen wir f¸r eine sachbezogene\r\nAbweichung von der Anwendung des Grundmodells der neuen Netzentgeltsystematik f¸r\r\nStromspeicher, die vollst‰ndige Befreiung von arbeitspreisbezogenen Entgeltkomponenten vor.\r\n5.3 KAPAZITƒTSENTGELT\r\nIn der Diskussion durch die Bundesnetzagentur ist derzeit ein sog. Kapazit‰tspreis als zweiter\r\nBestandteil der Finanzierungsfunktion vorgesehen. Dieser ist aus unserer Sicht per se geeignet,\r\neinen Finanzierungsbeitrag planbar und administrativ handhabbar zu erheben. Wie im\r\nOrientierungspapier zu den Einspeiseentgelten von der BNetzA angemerkt, kˆnnen ¸ber einen\r\nKapazit‰tspreis stabile und planbare Mittelr¸ckfl¸sse zu den Netzbetreibern gew‰hrleistet\r\nwerden. Die Hˆhe eines solchen Kapazit‰tspreises darf jedoch die wirtschaftliche Tragf‰higkeit\r\nvon Stromspeichern nicht ¸berschreiten (siehe Kapitel 3).\r\nDie Finanzierungsfunktion von Stromspeichern sollte so ausgerichtet werden, dass diese ¸ber\r\neine klare, planbare Kapazit‰tskomponente erhoben wird. Zus‰tzlich tragen Stromspeicher durch\r\ndie Leistung eines Baukostenzuschusses und in der neuen Netzentgeltsystematik ¸ber die\r\ndynamische Entgeltkomponente zus‰tzlich zur Finanzierung, bzw. zur Reduzierung der Kosten\r\ndes Gesamtsystems bei, insofern sie durch lokale und zeitliche Anreize den Redispatchbedarf\r\nund damit die Kosten f¸r Alle im Netz senken.\r\nDie Ausgestaltung des Kapazit‰tsentgeltes sollte sich dabei an der Kostentragf‰higkeit des\r\nGesch‰ftsmodells von Stromspeichern ausrichten, die in Kapitel 3 eingehend betrachtet wurde.\r\nFalls Speichernetzentgelte die Kostentragf‰higkeit von Stromspeichern ¸berschreiten w¸rden,\r\nw‰re der Abbruch des Stromspeicherausbaus und die in Kapitel 2 genannten Auswirkungen die\r\nFolge. Ein nicht-gebauter Stromspeicher zahlt keine Netzentgelte und erhˆht somit die\r\nGesamtbelastung der verbleibenden Erzeuger und Verbraucher. Die empirische Datengrundlage\r\nzeigt, dass die wirtschaftliche Tragf‰higkeit ab einem j‰hrlichen Kapazit‰tsentgelt von 6 - 10 €\r\npro kW Anschlussleistung pro Jahr f¸r nicht von FCA-Einschr‰nkungen betroffene Speicher akut\r\ngef‰hrdet ist. Entsprechend ist eine Methodologie f¸r die Ausgestaltung des Kapazit‰tsentgelts\r\nzu finden, die die Kostentragf‰higkeit von Stromspeichern nicht gef‰hrdet.\r\nDie Ausgestaltung des Kapazit‰tsentgelts als Finanzierungsbeitrag ist damit vielen H¸rden\r\nausgesetzt. Allein f¸r die Anschlussleistung ist die Kostenkausalit‰t und die Kostentragf‰higkeit\r\nnicht gegeben. Die Lenkungswirkung ¸ber die w‰hlbare Anschlussleistung ergibt f¸r Verbraucher\r\nSinn. Hier wird ein Anreiz geboten, die Anschlussleistung pr‰zise zu w‰hlen und womˆglich\r\nj‰hrlich zu reduzieren. Ein Stromspeicher hingegen wird genau passend zu seinem Anschluss\r\nausgelegt. Er wird also immer die volle Leistung nutzen, wenn es ˆkonomisch geboten ist.\r\nWeiterhin kommt eine freie W‰hlbarkeit der Hˆhe des Kapazit‰tsentgeltes bei Wegfall der\r\nArbeitspreiskomponente nicht in Frage. Insbesondere w¸rde wie in Kapitel 2 gezeigt ein\r\nKapazit‰tspreis auf die gesamte Anschlussleistung die wirtschaftliche Tragf‰higkeit von\r\nStromspeichern bei weitem ¸berfordern.\r\nIm Orientierungspapier hatte die BNetzA bereits das Konzept einer Saldierung der\r\neingespeicherten und ausgespeicherten Energiemenge eingef¸hrt. Mit diesem Konzept w¸rde\r\neinzig die Verlustenergie mit Netzentgelten belegt, was aus systemischer Sicht sinnvoll ist, da die\r\nVerlustenergie den tats‰chlichen Verbrauch eines Stromspeichers widerspiegelt.\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 25\r\nAus systemischer Sicht sehen wir es als sinnvoll an, den anzulegenden Kapazit‰tspreis von\r\nStromspeichern an der Verlustenergie auszurichten, und zwar im Verh‰ltnis zur\r\nAnschlussleistung und deren nominalen Kapazit‰tspreis. Ein Speicher mit 10 % Energieverlusten\r\nw¸rde so einen Kapazit‰tspreis auf 10 % seiner Anschlussleistung bzw. nominalem\r\nKapazit‰tspreis leisten. Ein Stromspeicher mit 20 % Energieverlusten w¸rde einen\r\nKapazit‰tspreis auf 20 % seiner Anschlussleistung bzw. im Verh‰ltnis zum nominalen\r\nKapazit‰tspreis leisten. Die Rate der Verlustenergie kˆnnte in einem j‰hrlich zu leistenden\r\nReferenzzyklus erhoben werden. Damit kˆnnte sichergestellt werden, dass eine Verbesserung\r\noder Verschlechterung der Wirkungsgradverluste in den Netzentgelten gespiegelt wird.\r\nAuf den ersten Blick kˆnnte eine Ausrichtung des Kapazit‰tspreises an den Energieverlusten\r\ndiskriminierend erscheinen. Gleichzeitig ist zu ber¸cksichtigen, dass Stromspeichertechnologien\r\nmit niedrigen Wirkungsgradverlusten, etwa Batteriespeicher, typischerweise ¸ber relativ geringe\r\nEnergiekapazit‰t (kWh) im Verh‰ltnis zur Anschlussleistung (kW) verf¸gen,\r\nStromspeichertechnologien mit hˆheren Wirkungsgradverlusten, wie etwa Pumpspeicher,\r\n¸blicherweise ¸ber mehr Energiekapazit‰t (kWh) per Anschlussleistung (per kW) verf¸gen. Damit\r\nw¸rden beispielsweise Pumpspeicher zwar hˆhere Kapazit‰tspreise per Anschlussleistung (kW)\r\naufgrund ihrer hˆheren Wirkungsgradverluste zahlen, kˆnnen diese aber auf einen hˆheren\r\nEnergieumsatz (kWh) aufgrund ihres hˆheren Energiegehaltes w‰lzen. In der Summe ist damit\r\ngrunds‰tzlich keine verzerrende Schlechterstellung von Technologien mit hˆheren\r\nWirkungsgradverlusten zu bef¸rchten. Der systemdienliche Anreiz f¸r den Zubau von Speichern\r\nmit mehr Energiekapazit‰t im Verh‰ltnis zur Anschlussleistung wird in diesem Modell ebenfalls\r\nzur Geltung gebracht.\r\nMit einer Speichernetzentgeltmethodologie auf Grundlage von Kapazit‰tspreisen in Abh‰ngigkeit\r\nder Wirkungsgradverluste wird die Arbeitsentscheidung eines Stromspeichers nicht beeinflusst,\r\njedoch planbare Einnahmen f¸r den Netzbetreiber generiert. Die Ausrichtung an der\r\nVerlustenergie fˆrdert dabei den Einsatz effizienter Technologien mit einem geringeren\r\nWirkungsgradverlust. Gleichzeitig werden Technologien mit hˆheren Wirkungsgradverlusten, aber\r\nniedrigeren Durchspeicherkosten, wie insbesondere Technologien zur Langzeitspeicherung, nicht\r\ngrunds‰tzlich benachteiligt. Diese zahlen zwar ein hˆheres Netzentgelt auf ihre\r\nAnschlussleistung aufgrund ihrer hˆheren Wirkungsgradverluste, w‰lzen dieses aber im Betrieb\r\nauf eine hˆhere Energiemenge, die von diesen Stromspeichern, wie etwa Pumpspeicher oder\r\nandere Langzeitspeichertechnologien, pro kW Anschlussleistung umgesetzt wird.\r\nAlternativ kˆnnte in Erw‰gung gezogen werden, dass Stromspeicher bei der\r\nFlexibilit‰tsvermarktung im Wettbewerb mit Erzeugungsanlagen stehen. Eine Schlechterstellung\r\nzur Erzeugung sollte demnach nicht beabsichtigt werden. Es w‰re deshalb denkbar, den\r\nStromspeichern das gleiche Kapazit‰tsentgelt wie Erzeugern anzubieten.\r\nEMPFEHLUNG ZU KAPAZITƒTSENTGELTEN\r\nBasierend auf den oben geschilderten ‹berlegungen schlagen wir vor, eine Finanzierungsfunktion\r\nvon Stromspeichern in der neuen Netzentgeltsystematik einzig ¸ber einen Kapazit‰tspreis\r\nabzubilden. Dieser Kapazit‰tspreis darf die Kostentragf‰higkeit von Stromspeichern unter\r\nBer¸cksichtigung von betrieblichen Einschr‰nkungen (FCAs, siehe Kapitel 5) nicht ¸berfordern.\r\nF¸r die praktische Umsetzung schlagen wir daher vor, ein Kapazit‰tsentgelt in Abh‰ngigkeit von\r\nder Anschlussleistung und des Wirkungsgradverlustes des Stromspeichers zu erheben, sodass\r\nder Speicher einen Kapazit‰tspreis nur im Verh‰ltnis seiner Wirkungsgradverluste bezahlt. Dies\r\nerlaubt einen kostenreflexiven und planbaren Finanzierungsbeitrag von Stromspeichern an den\r\nNetzkosten und setzt systemdienliche Anreize. Zus‰tzlich m¸ssen Kapazit‰tspreis-Rabatte im\r\nVerh‰ltnis zu betrieblichen Einschr‰nkungen (FCA) ber¸cksichtigt werden, um die Gefahr des\r\n‹bersteuerns (Kipppunkte) zu vermeiden.\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 26\r\n5.4 DYNAMISCHES NETZENTGELT\r\nWir begr¸flen grunds‰tzlich die Einf¸hrung eines kostenreflexiven, bidirektionalen und r‰umlich\r\nabgestuften dynamischen Netzentgeltes f¸r Stromspeicher. ‹ber ein dynamisches Netzentgelt\r\nkann Stromspeichern ein Preissignal gegeben werden, mit dem die Anforderungen aus dem\r\nStrommarkt sowie dem Stromnetz miteinander in Einklang gebracht werden kˆnnen. Die Studie\r\nvon NEON Neue Energieˆkonomie verweist auf eine hohe positive Wirkung von Stromspeichern\r\nauf Netzengp‰sse und den damit verbundenen Redispatchkosten durch die Einf¸hrung eines\r\ndynamischen Netzentgeltes.23 Es ist hier zu pr¸fen, ob bei der Einf¸hrung dynamischer\r\nNetzentgelte f¸r Stromspeicher ebenfalls eine schrittweise Einf¸hrung vorgenommen werden\r\nsollte, wie es im Orientierungspunktepapier der BNetzA zu den Einspeiseentgelten vorgesehen\r\nist. Auch f¸r die dynamischen Entgelte gilt, dass es f¸r die Finanzierbarkeit der Anlagen wichtig\r\nist, Kostenbelastungen der Zukunft gut absch‰tzen zu kˆnnen. F¸r den Themenblock der\r\ndynamischen Netzentgelte verweisen wir auf weitere spezifische Stellungnahmen im AgNesProzess.\r\n5.5 BAUKOSTENZUSCHUSS\r\nIm Rahmen der AgNes-Festlegung plant die BNetzA die Einf¸hrung von Baukostenzusch¸ssen f¸r\r\nErzeuger. Damit stellt sich aus unserer Sicht grunds‰tzlich die Frage einer Neujustierung des BKZ\r\nzwischen den verschiedenen Netzanschlusspetenten. Der BKZ in der heute erhobenen Form,\r\nbasiert auf dem Positionspapier der BKZ von Dezember 2024. Der Stromspeicher wird hier wie\r\nandere Verbraucher betrachtet. Das f¸hrt dazu, dass der BKZ im Norden Deutschlands st‰rker\r\nrabattiert wird als im S¸den Deutschlands. Studien haben gezeigt, dass Speicher an allen\r\nStandorten in allen Spannungsebenen benˆtigt werden. Die standortabh‰ngigen Anreize sollten\r\nsich aus unserer Sicht f¸r Letztverbraucher und Stromspeicher unterscheiden. In diesem Kontext\r\nsollte auch die Einordnung des Stromspeichers als Verbraucher ¸berdacht werden, wie etwa in\r\nder Analyse von AFRY angedacht. Eine zuk¸nftige Ausgestaltung des BKZ f¸r Speicher ist dabei\r\nin der gesamtheitlichen Betrachtung der Wirtschaftlichkeit von Speichern zu ber¸cksichtigen.\r\nERMPFEHLUNG ZUM BAUKOSTENZUSCHUSS\r\nWir pl‰dieren daf¸r, im Rahmen der Neuordnung der Pflicht zur Zahlung des BKZ f¸r Verbraucher\r\nund Erzeuger auch die Rolle und die Methodologie der Erhebung des BKZ f¸r Stromspeicher neu\r\nzu ¸berdenken. Dies gilt insbesondere f¸r die heute verursachte Anreizwirkung, gem‰fl des\r\nBNetzA-BKZ-Positionspapiers, obwohl Stromspeicher im gesamten Stromnetz und auf allen\r\nSpannungsebenen benˆtigt werden. Die Erhebung des BKZ ist in der Berechnung der\r\nwirtschaftlichen Tragf‰higkeit von Speichern in der Erhebung von Netzentgelten zu\r\nber¸cksichtigen. Verbindliche Vorgaben der BNetzA f¸r die Regelung von BKZ-Rabatten im Falle\r\nvon FCA-beschr‰nkten Speicheranlagen erachten wir als notwendig.\r\n\r\n23 Vgl. NEON Neue Energieˆkonomie, September 2025, abrufbar unter: https://neon.energy/NeonNetzdienlichkeit-Gro%C3%9Fbatterien.pdf.\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 27\r\n6. NETZENTGELTREDUZIERUNG\r\nBEI EINGESCHRƒNKTEM\r\nNETZANSCHLUSS\r\nBei Netzanschluss und Betrieb von Speichern werden eine Vielzahl von Instrumenten angewandt,\r\nweitaus mehr als f¸r alle anderen Anlagenklassen, um eine netzentlastende Wirkung oder eine\r\nsichere Systemf¸hrung zu gew‰hrleisten. F¸r Stromspeicher sind diese Instrumente zumeist mit\r\nErlˆseinbuflen versehen, die schmerzliche Einschnitte in das Gesch‰ftsmodell darstellen.\r\nGleichzeitig beschneiden sie das Potenzial von Stromspeichern im Markt und schr‰nken damit\r\nihre wohlfahrtfˆrdernde Wirkung ein. Das Nebeneinander einer Vielzahl steuernder und\r\neinschr‰nkender Rahmenbedingungen (BKZ, FCA, Netzentgelte) birgt ein akutes Risiko f¸r\r\n‹bersteuerung. Neben Instrumenten zur Standortsteuerung wie dem BKZ oder Instrumenten, die\r\nzum Teil verg¸tet werden, wie beim Redispatch-Prozess, gibt es eine Vielzahl von unverg¸teten\r\nBeschr‰nkungen.\r\nDiese Einschr‰nkungen werden zumeist im Rahmen von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen\r\n(FCA/FlexNAV) in die zum Netzbetrieb erforderlichen Vertr‰ge verhandelt und zum\r\n¸berwiegenden Teil vom Netzbetreibern vorgegeben. Da es sich hier so gut wie immer um eine\r\nasymmetrische Verhandlungsposition zugunsten des Netzbetreibers handelt, sind die\r\nMˆglichkeiten des Anschlusspetenten begrenzt, sich zu wehren oder eigene Argumente in die\r\nDiskussion einzubringen. Gleichzeitig ist es auch immer Interesse des Speichers, einen sicheren\r\nSystembetrieb zu gew‰hrleisten, weshalb grunds‰tzlich eine Kooperation angestrebt wird.\r\nZu diesen Einschr‰nkungen gehˆren beispielsweise:\r\n• Beschr‰nkungen der Einspeise- oder Bezugswirkleistung, die bspw. statisch ¸ber\r\nH¸llkurven oder dynamisch als Vortagssignal erfolgen kˆnnen und von wenigen bis 2000\r\nStunden im Jahr reichen kˆnnen,\r\n• die Einbindung des Stromspeichers in ein sog. „Trichtermodell“, das\r\nFahrplanabweichungen bis zum Erbringungszeitraum beschr‰nkt oder ganz verbietet,\r\n• Beschr‰nkungen in der Leistung die maximal in der Regelleistung verpflichtet werden darf,\r\n• der Zwang zum Bezug von Strommengen (per selbst zu t‰tigem Kauf an der Strombˆrse) in\r\nbestimmten Tagesphasen, um solare Spitzenerzeugung im Verteilnetz aufzunehmen oder\r\n• Vorgaben zur maximalen ƒnderungsgeschwindigkeit der Wirkleistung (sog. Rampen), die in\r\nZeitr‰umen zur Erreichung der maximalen Leistung von wenigen Minuten bis zur vollen\r\nStunde reichen und damit praktisch den Stromspeicher vom regul‰ren Marktgeschehen\r\nausschlieflen.\r\nDiese Situation bringt den Stromspeicher in einen Zwiespalt. Einerseits unterst¸tzt der Betreiber\r\ndas Bestreben des Netzbetreibers nach einer sicheren Netzf¸hrung. Andererseits f¸hren diese\r\nEinschr‰nkungen dazu, dass der Stromspeicher seinen Anschluss niemals in vollem Umfang\r\nnutzen kann und damit sein volles Erlˆspotenzial ausschˆpfen kann.\r\nZus‰tzlich erhˆht diese Vielzahl von Instrumenten und die damit verbundene Unsicherheit\r\nbez¸glich deren Anwendung die Komplexit‰t in der Modellierung von Business Cases von\r\nStromspeichern. Diese Unsicherheit ist umso grˆfler, wenn die Anwendung der Instrumente eine\r\nhohe Relevanz auf die Einnahmepotenziale von Stromspeichern hat. Aufgrund des Mangels\r\nstandardisierter FCAs ist derzeit jeder FCA einzigartig im Hinblick auf die auferlegten\r\nEinschr‰nkungen, aber auch im Hinblick auf die Einschr‰nkung der Erlˆspotenziale.\r\nDie empirische Datenlage aus Kapitel 3 zeigt eindr¸cklich den Einfluss von FCA auf das\r\nErlˆspotenzial von Stromspeichern und damit der wirtschaftlichen Tragf‰higkeit von\r\nStromspeichern zur Leitung von Netzentgelten auf. Die heute auf ‹NB-Ebene angewendeten\r\nFCAs f¸hren durch damit einhergehende Einnahmeverluste in der Modellierung zu einer\r\nReduzierung des IRR um jeweils 3,4 (Studie B) bis 4,7 (Studie A) Prozentpunkte, und damit bereits\r\nin die N‰he der Schwelle zur Nicht-Investierbarkeit. Die heute auf VNB-Ebene angewendeten\r\nFCAs w¸rden Speicher zuk¸nftig teilweise bereits in die Nicht-Investierbarkeit lenken, mit\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 28\r\nEinschr‰nkungen auf den IRR von 4 (Studie A) bis 6,1 (Studie B) Prozentpunkten. Studie C\r\ndagegen hat nochmals die Wechselwirkungen von FCA und Netzentgelten aufgezeigt. So haben\r\nhohe Netzentgelte auch starke Auswirkungen auf den Betrieb, weshalb eine Rampe in einem\r\nhohen Netzentgeltszenario um 0,3 Prozentpunkte st‰rker auf die Wirtschaftlichkeit wirkt, als in\r\neinem Szenario ohne Netzentgelte. Bei Regelleistungsbeschr‰nkungen ist der Effekt noch st‰rker:\r\nEin hohes Netzentgeltszenario wirkt sich um 1,8 Prozentpunkte st‰rker auf die Wirtschaftlichkeit\r\naus, als ein Szenario ohne Netzentgelte und hat damit einen ‰hnlichen Effekt wie der BKZ – allein\r\ndurch den gesunkenen Anreiz zur Regelleistungserbringung.\r\nEs ist damit zwingend geboten, dass die Anwendung von FCAs durch Netzbetreiber mit der\r\nReduzierung der Finanzierungskomponente der Speichernetzentgelte einhergeht. Die gelebte\r\nPraxis unserer Mitglieder ist, dass Netzanschl¸sse nur noch in Verbindung mit FCAs vergeben\r\nwerden. Damit ergibt sich die dringende Notwendigkeit der Vereinbarkeit von Netzentgelten und\r\nFCAs im Rahmen der AgNes-Festlegung zu kl‰ren.\r\nDie Notwendigkeit von (teilweisen) Netzentgeltbefreiungen bei Anwendung von FCA ist\r\ngrunds‰tzlich unstrittig und wurde auch von der BNetzA im Rahmen des Workshops zu\r\nSpeichernetzentgelten am 30. Januar best‰tigt. Wenn ein Netznutzer in der Nutzung seines\r\nNetzanschlusses beschr‰nkt ist, ist das Entgelt auf diese Netznutzung zu reduzieren. Damit\r\nmuss durch die BNetzA grunds‰tzlich nur noch die Hˆhe und Methodologie der Reduzierung\r\ngekl‰rt werden.\r\nDer bereits oben erw‰hnte Mangel an einheitlichen FCA-Standards erschwert dabei die\r\nMethodologie zur Netzentgeltreduktion bei FCAs. So ist etwa nicht grunds‰tzlich die Einf¸hrung\r\nvon Rampen im Steuerungsverhalten von Stromspeichern f¸r die Hˆhe der Einnahmepotenziale\r\nentscheidend, sondern auch die Ausgestaltung der Rampe. Das Zusammenspiel\r\nunterschiedlicher Instrumente, wie z.B. einem Vermarktungstrichter, einer Rampenbeschr‰nkung\r\nund einer Limitierung der Vermarktung an den Regelleistungsm‰rkten beeinflussen sich\r\nwiederum gegenseitig.\r\nGleichzeitig ist in der Entwicklung der Methodologie der Netzentgeltreduktion bei Anwendung von\r\nFCAs die Einzelfallgerechtigkeit mit der Notwendigkeit zu einer Pauschalisierung und\r\nVereinfachung zu ber¸cksichtigen. Eine projektbezogene Abw‰gung bez¸glich der\r\nNetzentgeltbefreiung durch die Anschlussnetzbetreiber verbietet sich. Urs‰chlich liegt dies im\r\nHinblick auf die Interessenkonflikte der Netzbetreiber sowie der ‹berlastung durch\r\nprojektspezifische Analysen und Verhandlungen bez¸glich der anzulegenden\r\nNetzentgeltreduktionen.\r\nVor diesem Hintergrund stellen wir zwei Modelle zur Reduzierung der Speichernetzentgelte f¸r\r\nStromspeicher zur Diskussion.\r\nModell 1: Bei FCA keine Netzentgelte mit Finanzierungsfunktion\r\nDie einfachste Regelung in der Umsetzung w‰re die vollst‰ndige Netzentgeltbefreiung von\r\nStromspeichern im Falle der Anwendung eines FCAs durch den Netzbetreiber. Diese Regelung ist\r\nexplizit nicht mit der aktuellen Regelung zur Netzentgeltbefreiung nach ß 118 Abs. 6 EnWG\r\nvergleichbar, da sie die Anwendung eines FCAs als Voraussetzung f¸r eine Netzentgeltbefreiung\r\nhat.\r\nDie Ausgestaltung des FCAs liegt heute in der Regel im alleinigen Ermessen des Netzbetreibers\r\nund dient der Integration eines Stromspeichers in das Bestandsnetz, unter Vermeidung jeglichen\r\nNetzausbaubedarfes. Der Stromspeicher wird durch den FCA mindestens „netzneutral“, womit\r\nargumentativ auch die Einbeziehung in die Finanzierung des Stromnetzes entf‰llt. Hierbei ist zu\r\nbeachten, dass der Stromspeicher ¸ber den BKZ und die dynamischen Netzentgelte bereits einen\r\nFinanzierungsanteil an den Netzkosten tr‰gt, bzw. einen netzengpasskostenreduzierenden\r\nEinfluss auf das Netz hat.\r\nGleichzeitig ist hervorzuheben, dass Stromspeicherprojekte auch bei voller Netzentgeltbefreiung\r\nim Falle von FCA abh‰ngig von deren Ausgestaltung nicht mehr finanzierbar sein kˆnnten.\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 29\r\nVorteil dieser Regelung w‰re die vergleichsweise einfache Anwendbarkeit f¸r Speicherbetreiber\r\nund Netzbetreiber, mit der auch komplexe Berechnungen in der Investitionsentscheidung und im\r\nBetrieb von Speichern entfallen.\r\nNachteil der Regelung w‰re, dass Stromspeicherprojekte mit vergleichbar unsch‰dlichen FCABedingungen ¸bervorteilt werden kˆnnen und einen wirtschaftlich mˆglichen Beitrag zu den\r\nNetzkosten nicht leisten.\r\nModell 2: Pauschalisierte Quotenlˆsung durch BNetzA\r\nEine zweite Variante w‰re eine Pauschalregelung bez¸glich der Netzentgeltreduktion, die durch\r\ndie BNetzA festgelegt und von den Netzbetreibern umgesetzt wird. Hier w‰re es denkbar ein\r\nPunktesystem zu etablieren, nach dem FCA-Einschr‰nkungen im Hinblick auf ihre Auswirkung auf\r\nEinnahmeverluste klassifiziert werden.\r\nBei der Etablierung der pauschalen Netzentgeltreduktionsquoten ist weiterhin zu beachten, dass\r\nEinschr‰nkungen nicht linear sind und Wechselwirkungen haben. So kann die Kombination von\r\nzwei Einschr‰nkungen einen hˆheren Einfluss auf Verluste des Vermarktungspotenzials haben\r\nals die Addition der Netzentgeltreduktionsquoten. Daher sollten zus‰tzlich Hebes‰tze im Falle\r\nder Kombination mehrerer FCA-Einschr‰nkungen ber¸cksichtigt werden. Am Ende ergibt die\r\nSumme der einzelnen Netzentgeltbefreiungen eine Gesamtnetzentgeltbefreiung, die allerdings\r\nmaximal 100 % betragen kann.\r\nDer Nachteil einer Pauschallˆsung liegt darin, dass hiermit keine absolute Einzelfallgerechtigkeit\r\nhergestellt werden kann. Gleichzeitig ist die Entwicklung der zugrundeliegenden Methodologie\r\nmit einer hohen Komplexit‰t verbunden. Im Hinblick auf die Investierbarkeit von\r\nSpeicherprojekten ist es entscheidend, schnellstmˆglich Gewissheit bez¸glich des\r\nZusammenspiels von FCA und Netzentgeltbefreiung zu haben. Falls die BNetzA diese erst\r\nnachgelagert zur AgNes-Festlegung treffen w¸rde, w‰re die Investierbarkeit von\r\nSpeicherprojekten weiter aufgeschoben. Die zu erwartende Dauer bis zu einer Festlegung f¸r eine\r\npauschalisierte Quotenlˆsung ist damit ein nicht zu untersch‰tzender Nachteil f¸r den\r\nzuk¸nftigen Ausbau von Stromspeichern in Deutschland.\r\nDer Vorteil liegt in der einfachen Anwendung der Methodologie durch die Netzbetreiber und eine\r\nhohe Planungssicherheit f¸r Stromspeicherbetreiber und Netzbetreiber. Eine pauschalisierte\r\nQuotenregelung reduziert auch das Risiko einer groben Ungleichbehandlung oder Diskriminierung\r\neinzelner Projekte. Sie kˆnnte – falls sinnvoll – um technologiespezifische Elemente erg‰nzt\r\nwerden.\r\nEMPFEHLUNG ZU NETZENTGELTEN BEI FCA-BESCHRƒNKTEN ANLAGEN\r\nAufgrund der empirischen Datenlage schlagen wir vor, eine verpflichtende Netzentgeltreduktion\r\nim Falle der Anwendung von FCA auf Speicherprojekte einzuf¸hren. Die Hˆhe der\r\nNetzentgeltreduktion muss die wirtschaftliche Einschr‰nkung des FCA kompensieren, um die\r\nwirtschaftliche Tragf‰higkeit der Speicherprojekte nicht zu gef‰hrden.\r\nIn der Abw‰gung mˆglicher Modelle pr‰ferieren wir Modell 1: eine vollen Netzentgeltreduktion\r\nauf 0 % bei Anwendung eines FCA. Neben der vergleichsweisen einfachen Umsetzung zeigen die\r\nvorgelegten Berechnungen, dass g‰ngige FCA viele Projekte bereits an den Rand der\r\nwirtschaftlichen Tragf‰higkeit bringen kˆnnen. Um den Speicherausbau nicht zu gef‰hrden, sollte\r\ndas Risiko einer ‹bersteuerung durch FCA und damit das ‹berschreiten von\r\nInvestitionskipppunkten sehr ernst genommen werden. Grunds‰tzlich stehen wir zur\r\nAusarbeitung einer sachgerechten Lˆsung bereit.\r\nDie Einbeziehung von Speichern in die dynamischen Netzentgelte bleibt von den Regelungen zur\r\nLeistung von Netzentgelten bei FCA unber¸hrt.\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 30\r\n7. SPEICHER NETZ ENTGELTE BEI\r\nMULTI -USE - SPEICHER N\r\nDie Orientierungspunkte zu den Speichernetzentgelten stellen unserer Ansicht nach treffend dar,\r\ndass es unterschiedliche technische Anschlusssituationen und unterschiedliche wirtschaftliche\r\nBetriebsweisen von Stromspeichern gibt. In diesem Abschnitt legen wir unsere Sichtweise zur\r\nHerangehensweise im Umgang mit Co-Location-Speichern dar, sowohl im Zusammenhang mit\r\nErzeugungs- als auch mit Verbrauchsanlagen.\r\nWir stimmen der Bundesnetzagentur zu, dass Stromspeicher, die rein zur Optimierung hinter dem\r\nNetzanschluss, z. B. in Haushalten zur Eigenverbrauchsoptimierung, in Gewerbe und Industrie zur\r\nEigenverbrauchsoptimierung oder Lastspitzenkappung sowie als reiner Gr¸nstromspeicher an\r\nerneuerbaren Erzeugungsanlagen eingesetzt werden, nicht (anteilig) in Form von\r\nSpeichernetzentgelten zu betrachten sind. Unsere Anmerkungen hierzu finden Sie daher\r\nausf¸hrlicher in den Stellungnahmen zu den allgemeinen Netzentgeltkomponenten sowie zu den\r\nindividuellen Industrienetzentgelten.\r\nEs ist aus unserer Sicht aber geboten, bei Co-Location-Speichern, die keinen eigenen\r\nNetzanschlusspunkt haben, aber im multi-use eingesetzt werden, eine differenzierte Betrachtung\r\nvorzunehmen. In den F‰llen, in denen der Speicher Energie aus dem Netz bezieht und wieder\r\neinspeist, ist er auch anteilig wie ein netzgekoppelter Speicher zu betrachten. Mˆchte man\r\nAnreize zur effizienten Nutzung von Netzinfrastruktur und damit zur geteilten Nutzung von\r\nNetzanschl¸ssen setzen, sollte eine Doppelbelastung vermieden werden.\r\n7.1 POTENZIAL DER MULTI-USE-SPEICHER\r\nDas Potenzial der Multi-Use-Speicher, die gleichen Anwendungen wie ein netzgekoppelter\r\nStromspeicher anteilig zu erbringen, ist enorm und w‰chst stetig. Ein Ausschluss dieser Anlagen\r\nvom Speichernetzentgelt w‰re aus unserer Sicht ein deutlicher R¸ckschritt und\r\nvolkswirtschaftlich von Nachteil. Hinzu kommt, dass erste Schritte zur marktlichen Aktivierung\r\nder Stromspeicheranlagen hinter dem Netzanschluss bereits durch den Gesetzgeber und die\r\nBundesnetzagentur initiiert wurden. Zugleich w¸rden die Anreize zum Einsatz von Flexibilit‰t\r\nhinter dem Netzanschluss erwartbar geschm‰lert, da der Betrieb der Anlagen insgesamt weniger\r\nwirtschaftlich wird, wenn keine anteilige Betrachtungsweise erfolgt. In der Summe sind diese\r\nAnlagen dazu in der Lage, einen hohen systemischen Nutzen zu erzeugen.\r\n7.2 VERBRAUCHSNAHE STROMSPEICHER\r\nDas k¸nftige Energiesystem braucht Verbraucher, die die nˆtigen Mittel haben, flexibel zu\r\nagieren. Stromspeicher sind dazu das zentrale Werkzeug. Entsprechend muss eine k¸nftige\r\nEntgeltsystematik Optimierungspotenziale bieten, um Speicherinstallationen bei Verbrauchern zu\r\nermˆglichen. Grunds‰tzlich kann zwischen Speichern Behind-The-Meter und Co-LocationSpeichern bei Verbrauchern unterschieden werden.\r\nVERBRAUCHSNAHE STROMSPEICHER BEHIND-THE-METER\r\nSpeicher Behind-The-Meter benˆtigen gen¸gend Anreize zur Flexibilisierung des\r\nNetzanschlusses. Dies wurde umfassend in Konsultationsbeitr‰gen zum Grundmodell f¸r\r\nLetztverbraucher oberhalb der Niederspannung behandelt.\r\nVERBRAUCHSNAHE STROMSPEICHER IN CO-LOCATION\r\nCo-Location-Speicher im Multi-Use bei Verbrauchern sollten grunds‰tzlich, abtrennbar durch\r\nMiSpeL, als getrennte Anlagen agieren d¸rfen. Der Strommengenanteil, der aus dem Netz\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 31\r\nentnommen und wieder zur¸ckgespeist wird, sollte bei den Netzentgelten gesondert behandelt\r\nwerden.\r\nKAPAZITƒTSPREIS BEI VERBRAUCHSNAHEN CO-LOCATION-SPEICHERN\r\nAls geteilter Netzanschluss wird das KP/AP-Grundmodell f¸r den Letztverbraucher angewendet.\r\nDies sollte grunds‰tzlich ausreichen, um den leistungsbezogenen Finanzierungsbeitrag aus dem\r\nKapazit‰tspreis f¸r den Netzanschluss abzudecken.\r\nARBEITSPREIS BEI VERBRAUCHSNAHEN CO-LOCATION-SPEICHERN\r\nF¸r den Arbeitspreis sollte hingegen eine Saldierung mˆglich sein. Mit MiSpeL sind die Mengen\r\nabtrennbar und sollten saldiert werden kˆnnen, sobald sie nach der Speicherung zur¸ck ins Netz\r\ngespeist werden. Andernfalls droht eine Benachteiligung dieser Stromspeicher und ein\r\nAusbleiben von Flexibilisierung bei Verbrauchern. Es braucht hier ein Mitdenken, wie ein\r\nverbrauchsnaher in Multi-Use agierender Stromspeicher nicht mit dem ¸blichen\r\nVerbrauchernetzentgelt belegt wird. Ggf. macht es auch hier Sinn, f¸r r¸ckgespeiste kWh auf eine\r\narbeitsbezogene Belastung (AP1 und AP2) g‰nzlich zu verzichten, um eine Doppelbelastung zu\r\nverhindern.\r\n7.3 ERZEUGUNGSNAHE STROMSPEICHER\r\nBei Stromspeichern, die an Erzeugungsanlagen errichtet werden, muss ebenfalls unterschieden\r\nwerden. Hier muss zwischen Gr¸nstromspeichern (EEG-Anlagen) und Co-Location-Speichern bei\r\nErzeugungsanlagen getrennt werden.\r\nGr¸nstromspeicher sollten generell als reine Erzeugungsanlagen mit den Erzeugungsentgelten\r\nmitgedacht werden. Eine Differenzierung sehen wir nicht als angebracht. Auch hier schr‰nken\r\nFCAs die Erlˆssituation deutlich ein.\r\nF¸r erzeugungsnahe Stromspeicher in Multi-Use-Co-Location sollte maximal unser Vorschlag f¸r\r\nSpeichernetzentgelte angewendet werden. Erzeugungsnahe Multi-Use-Stromspeicher werden mit\r\nMiSpeL grunds‰tzlich abgrenzbar. Je nachdem, ob Einspeisenetzentgelte eingef¸hrt werden,\r\nsollten Erzeugungsanlagen mit Speicher jedenfalls nicht schlechter gestellt werden als\r\nErzeugungsanlagen ohne Stromspeicher. Gerade die Kombination von Anlagen bietet\r\nsystemische Vorteile, die angereizt werden sollten. Eine Doppelbelastung scheint nicht sinnvoll.\r\nEMPFEHLUNG ZU NETZENTGELTEN F‹R MULTI-USE-SPEICHER\r\nF¸r Multi-Use-Speicher, sei es erzeugungs- und/oder verbrauchsseitig, sollte eine separate\r\nNetzentgeltermittlung erfolgen, die aber bereits von der Erzeugungsanlage/dem Verbraucher\r\nentrichtete Finanzierungsbeitr‰ge ber¸cksichtigt.\r\nAlle Stromspeicher, unabh‰ngig von ihrer Netzebene, sollten die Mˆglichkeit haben,\r\nentsprechende Messkonzepte (ggf. analog zu MiSpeL) zum Einsatz zu bringen.\r\nF¸r einen Co-Location-Speicher sollten keine Nachteile aus der geteilten Netzanschlussnutzung\r\nentstehen. Insbesondere Doppelbelastungen aus der Kombination von Netzentgelten sollten\r\nvermieden werden. Eine Saldierung der Netzentgelte bei zwischengespeichertem Strom, der\r\nzur¸ck ins Netz gespeist wird, sehen wir als essenziell f¸r das Gelingen von Co-Location,\r\nunabh‰ngig ihrer Konstellation.\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 32\r\n8. VERTRAUENSSCHUTZ\r\nEin zentrales Thema, das im Rahmen der Neuregelungen von grundlegender Bedeutung ist, ist der\r\nVertrauens- und Bestandsschutz. Das Vertrauen in die Investitionssicherheit stellt ein hohes Gut\r\ndar, das sowohl aus industrie- und energiepolitischer Sicht zu sch¸tzen ist. Ferner sind auch\r\nrechtliche Grenzen bei Eingriffen in die Investitionssicherheit zu beachten. Diese zu missachten\r\noder zu gef‰hrden kann zu langfristigen Auseinandersetzungen und jahrelanger Unsicherheit\r\nf¸hren. Bereits die hierzu durch die Bundesnetzagentur im Orientierungspunktepapier\r\nkommunizierten ‹berlegungen sind zu kritisieren: Den geltenden Regulierungsrahmen in Frage zu\r\nstellen und ˆffentlich gesetzliche Regelungen in Abrede zu stellen, unter deren Vertrauen\r\ninvestiert wurde, schadet maflgeblich der Investitionsfreundlichkeit des Standorts Deutschland.\r\n8.1 ß 118 ABS. 6 ENWG: PLANUNGSSICHERHEIT BIS MITTE 2029\r\nMit der Verl‰ngerung der Netzentgeltbefreiung bis zum 4. August 2029 hat der Gesetzgeber im\r\nDezember 2023 ein eindeutiges Signal an die Speicherbranche geschickt: Wenn ihr es schafft,\r\neinen Batteriespeicher bis dahin in Betrieb zu nehmen, wird der Batteriespeicher f¸r einen\r\nZeitraum von zwanzig Jahren von Netzentgelten befreit sein. Dies ergibt sich ebenso\r\nunmissverst‰ndlich aus der Gesetzesbegr¸ndung. Hier sollten sichere Investitionsbedingungen\r\nf¸r Energiespeicher geschaffen werden.24\r\n8.2 SICHERER PLANUNGSHORIZONT\r\nDer Gesetzgeber schaffte damit einen sicheren Planungshorizont f¸r neue Speicheranlagen, um\r\neinen raschen Hochlauf zu ermˆglichen und der stark wachsenden Erzeugung von Strom aus\r\nvolatilen erneuerbaren Energien einen starken Partner zur St‰rkung des Energiesystems an die\r\nSeite zu stellen.\r\nVERTRAUENSSCHUTZ\r\nDas Vertrauen von Wirtschaftsteilnehmern in den Fortbestand einer Rechtslage ist ein hohes Gut,\r\ndass es im Sinne einer erfolgreichen Industriepolitik zu sch¸tzen gilt. Dem tr‰gt auch unsere\r\nVerfassung Rechnung. ß 118 Abs. 6 EnWG ist aktuell geltendes Recht und setzt das\r\nentsprechende schutzw¸rdige Vertrauen. Das gilt in besonderem Mafle angesichts der erst 2023\r\nbeschlossenen Verl‰ngerung der Regelung. Die Tatsache, dass dort der Zeitraum der Befreiung –\r\n20 Jahre ab der Inbetriebnahme – genannt ist, zeigt, dass der Gesetzgeber hier eine mit der\r\nFˆrderung nach dem EEG – wo dies ebenso ist – vergleichbare Rechtssicherheit schaffen wollte.\r\nVERTRAUEN WURDE NICHT DURCH STROMNEV BEGR‹NDET – DEMENTSPRECHEND ANDERS ZU\r\nBEWERTEN ALS BEI ERZEUGERN\r\nBei dem durch die BNetzA im Hinblick auf Erzeugungsanlagen zur Argumentation genannten ß 15\r\nAbs. 1 S. 3 StromNEV ist dies grundlegend anders. Denn dieser gilt grunds‰tzlich nur bis Ende\r\n2028, ohne einen Zeitraum danach zu adressieren. F¸r Erzeuger wurde damit kein Vertrauen in\r\ndie Geltung der Regelung f¸r einen bestimmten Zeitraum geschaffen, f¸r Energiespeicher\r\nhingegen in aller Deutlichkeit.\r\nVERTRAUEN BEREITS VOR IBN SCH‹TZENSWERT\r\nDieses Vertrauen ist angesichts der langen Dauer der Projektierung, Genehmigung, der\r\nNetzanschlussverfahren und der Errichtungsvorlaufzeiten bei Energiespeichern bereits weit vor\r\ndem Inbetriebnahmezeitpunkt sch¸tzenswert und muss – sowohl aus industriepolitischer als\r\nauch aus rechtlicher Perspektive – weiterhin umfassend gesch¸tzt bleiben.\r\nJeder Eingriff in den Schutz dieser bereits erfolgten Investitionen bedarf einer sorgf‰ltigen\r\nAbw‰gung, Angemessenheitspr¸fung und Rechtfertigung. Eine vorzeitige Abschaffung der\r\n24 Bundestag, Gesetzesbegr¸ndung, Drucksache 20/9187, S. 167.\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 33\r\nNetzentgeltbefreiung w‰re mit erheblichen Folgen f¸r eine Vielzahl von Projekten verbunden und\r\nsollte daher durch kluge und ausdifferenzierte ‹bergangsregelungen vermieden werden.\r\n8.3 WIRTSCHAFTLICHE FOLGEN EINES M÷GLICHEN EINGRIFFS\r\nEin Eingriff in das durch ß 118 Abs. 6 EnWG gesetzte Vertrauen w¸rde – unabh‰ngig von den zu\r\nerwartenden langwierigen rechtlichen Unsicherheiten und etwaigen Verfassungsbeschwerden –\r\naufgrund einer entstehenden Realisierungsl¸cke zu erheblichen volkswirtschaftlichen Kosten\r\nf¸hren.\r\n8.3.1 BESTANDSANLAGEN\r\nAlle bisher errichteten Anlagen wurden auf der Basis der seinerzeitigen, deutlich hˆheren\r\nTechnologie-, Entwicklungs- und Ausbaukosten geplant und errichtet. Hierf¸r haben sie auch\r\nInvestoren werben m¸ssen, um Projekte umzusetzen. Sie haben vor Jahren ihren Investitionsplan\r\nberechnet und bereits Zahlungen t‰tigen m¸ssen. Sie verpflichteten sich aufgrund dieser\r\nAnnahmen in aller Regel in langlaufenden Kreditverpflichtungen oder anderer Strukturen mit\r\nFremdkapital zur Umsetzung. Diese Investitionszeitpunkte binden Unternehmen f¸r Jahre.\r\nBISHERIGE REGELUNG BOT KLAREN RAHMEN\r\nPumpspeicher, die bisher noch die meiste Leistung und Kapazit‰t im Groflspeichersegment\r\nbieten, sind zumeist Anlagen mit betr‰chtlichem Alter. Sie haben seit 2009\r\nNetzentgeltbefreiungen in Anspruch nehmen kˆnnen, wenn und soweit sie\r\nAnlagenverbesserungen f¸r Leistung und Kapazit‰t in bestimmter Weise durchf¸hrten. Teilweise\r\nwaren das ebenso grofle Projekte und notwendige Aufw‰nde, wie Neuanlagen zu errichten.\r\nJedenfalls war Pumpspeichern ihr derzeitiger Betrieb nur mit Netzentgeltbefreiungen mˆglich\r\nund nur hierdurch wurde eine Stilllegung verhindert.\r\nEin Eingriff in die bisher gew‰hrten Befreiungszeitr‰ume w¸rde die Anlagenbetreiber zur\r\nEntscheidung zwingen, den Betrieb der Anlagen aufzugeben. Die Folge w‰re ein abruptes\r\nAbnehmen der bisher installierten Energiespeicherleistung und -kapazit‰t. Dies mit Neuanlagen\r\naufzuholen, w¸rde Jahre dauern bzw. erscheint kaum vorstellbar.\r\nEINGRIFF K÷NNTE BESTAND GEFƒHRDEN\r\nF¸r Bestandsanlagen mit anderem technologischem Hintergrund wie Batteriespeicher waren\r\nInvestitionen bis zu einem bestimmten Zeitpunkt aufgrund hoher Preise pro kWh\r\nSpeicherkapazit‰t nicht rentabel. Erste Investitionen in Batteriegroflspeicher waren\r\nPionierleistungen mit hohen Technologiepreisen. Auch hier bietet die Befreiung des ß 118 Abs.6\r\nEnWG eine Grundlage daf¸r, trotz teurer Technologie zu investieren. Hier in den Bestand\r\neinzugreifen, w¸rde auch in erheblichen Mengen von Bestandsanlagen in die\r\nFinanzierungsstruktur eingreifen. Ein weitergehender Betrieb aller Bestandsanlagen w‰re hierbei\r\nnicht gesichert. Vielmehr w‰re auch zumindest bei vielen Batteriespeichern mit roten Zahlen und\r\nInsolvenzen zu rechnen.\r\n8.3.2 GEPLANTE ANLAGEN BIS AUGUST 2029\r\nBetreiber und Projektentwickler von Energiespeichern, die bereits jetzt mit Hochdruck auf die\r\nErrichtung und die Inbetriebnahme ihrer Energiespeicher bis zum Stichtag Mitte 2029 hinarbeiten,\r\nhaben bereits heute erheblichen personellen Aufwand und auch finanzielle Mittel in die Planung\r\nund Projektierung von Projekten investiert. In vielen Projekten sind bereits Millionenzahlungen f¸r\r\nden Baukostenzuschuss oder die Bestellungen von Komponenten mit langer Lieferdauer\r\ngeflossen. Diese Investitionen wurden im Vertrauen auf die erst 2023 geschaffene Gesetzeslage\r\nget‰tigt.\r\nDie Auswirkungen eines Eingriffs in das Vertrauen dieser Entwickler in den Fortbestand der\r\nRechtslage h‰ngen nat¸rlich maflgeblich von der Ausgestaltung des neuen Netzentgeltregimes\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 34\r\nim Detail ab. Zu beachten ist jedoch, dass diese Projekte aktuell bereits einer Vielzahl von Risiken\r\nausgesetzt sind, die f¸r langfristige Infrastrukturprojekte eher atypisch sind und sich auf die\r\nFinanzierungsmˆglichkeit auswirken: Noch unklare, zu erwartende Einschr‰nkungen der\r\nBetriebsweise durch FCA und steigende Kosten f¸r Umspannwerke und weitere\r\nvolkswirtschaftliche Effekte, die in Kapitel 2 beschrieben sind.\r\nBRANCHE BRAUCHT KLARHEIT\r\nOb die derzeit mit Hochdruck in der Planung befindlichen und im Energiesystem dringend\r\nbenˆtigten Energiespeicher errichtet werden kˆnnen, h‰ngt nun maflgeblich davon ab, dass\r\nzeitnah klargestellt wird, dass der Vertrauensschutz gewahrt wird und keine Belastung mit\r\nNetzentgelten erfolgen wird. Jede andere Entscheidung w‰re f¸r in der Planung befindliche\r\nAnlagen allenfalls dann vertr‰glich, wenn sie schnell erfolgt, planbar ist und in der Gesamtschau\r\ndie daraus resultierenden Risiken und Chancen nicht zu tragenden finanziellen Belastungen\r\nf¸hren, wobei die Auswirkungen von Planungsunsicherheit auf die Finanzierungskosten und -\r\nentscheidungen keinesfalls untersch‰tzt werden d¸rfen.\r\nFLEXIBILITƒTSL‹CKE ALS SCHLIMMSTE KONSEQUENZ\r\nAndernfalls werden diese Projekte abgesagt – mit den damit verbundenen erheblichen\r\nwirtschaftlichen Sch‰den der Projektentwickler und Betreiber und der daraus resultierenden\r\nFlexibilit‰tsl¸cke im Energiesystem, die zu erheblichen volkswirtschaftlichen Sch‰den\r\n(Redispatchkosten) f¸hren wird.\r\nNeue Projekte w¸rden erst dann wieder entwickelt, wenn die finanzielle Belastung durch das neue\r\nNetzentgeltregime definiert ist. Neben der Festlegung der BNetzA braucht es daf¸r auch die\r\nRechnungen der ‹NB und VNB. Aus Sicht der Projektentwickler und Investoren kˆnnten sichere\r\nInvestitionsentscheidungen dann erst ab 2028 wieder getroffen werden. Der entsprechende\r\nZubau kˆnnte aufgrund der Realisierungszeitr‰ume weitere 3-4 Jahre verzˆgert stattfinden.\r\n\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 35\r\n9. ‹BERGANGSREGELUNG\r\nWir pl‰dieren aus den vorgenannten ‹berlegungen f¸r die Integration von Stromspeichern aus\r\ndem Bestand und der Planung bis August 2029 f¸r ‹bergangsregelungen. Eine vollst‰ndige\r\nIntegration ist nach aktuellem Kenntnisstand weder rechtlich eindeutig mˆglich noch finanziell\r\ntragbar.\r\nAus unseren ‹berlegungen f¸r eine investitionsfreundliche Branche und die von der BNetzA\r\nangesetzten ‹bergangsregelungen f¸r Erzeugungsanlagen pl‰dieren wir f¸r eine Weiterf¸hrung\r\ndes ß 118 Abs. 6 EnWG bis zu seinem gesetzlichen Ende. Eine schnellstmˆgliche Klarstellung\r\nseitens der BNetzA kˆnnte zumindest die Auswirkungen f¸r die geplanten Projekte bis 2029\r\nreduzieren. Einige Projekte wurden bereits jetzt abgesagt, die Absage weiterer Investitionen in die\r\ndeutsche Energieinfrastruktur sollte verhindert werden.\r\nWie bereits in unserer Position betont, erkennen wir die positive Anreizwirkung der Einf¸hrung\r\ndynamischer Netzentgelte im Rahmen der neuen Netzentgeltsystematik an. Gleichzeitig ist die\r\nWirkung der dynamischen Netzentgelte heute noch unklar, insbesondere im Hinblick auf einzelne\r\nProjekte in ung¸nstiger, unausweichlicher Lage zu einem Engpass. Daher schlagen wir vor, unter\r\nden Vertrauensschutz fallenden Stromspeicherbetreibern die Wahl zu geben, ihren Stromspeicher\r\nfreiwillig in das dynamische Netzentgelt zu ¸berf¸hren. Hiermit w¸rde einerseits dem\r\nVertrauensschutz Rechnung getragen, andererseits ein Weg erˆffnet, die Flexibilit‰t von\r\nSpeichern unter den Regelungen des Vertrauensschutzes fr¸hzeitig zur Optimierung des\r\nStromnetzes einzubinden. Eine verpflichtende Einf¸hrung der dynamischen Netzentgelte sollte\r\nnach einem angemessenen ‹bergangszeitraum von 5 Jahren nach Inbetriebnahme des\r\nStromspeichers, also sp‰testens ab dem 4.8.2034, in Betracht gezogen werden. Dieser Zeitraum\r\nist maflgeblich f¸r die Finanzierung aus Sicht der Investoren.\r\nUm einen Projektstopp laufender Projekte zu verhindern, sollte der Finanzierungsbeitrag\r\ngenerell nur neue Anlagen mit Inbetriebnahme ab dem 4. August 2029 betreffen. Da es im Zuge\r\nder Inbetriebnahme zu erheblichen netzbetreiberseitigen Verzˆgerungen kommen kann, schlagen\r\nwir ein zweistufiges System vor. Wir pl‰dieren daf¸r, dass neben Anlagen mit Inbetriebnahme bis\r\n4. August 2029 auch alle Anlagen gesch¸tzt sind, die bis zum Zeitpunkt der Festlegung (Ende\r\n2026) einen Anschlusserrichtungsvertrag oder Netzanschlussvertrag unterzeichnet haben, der\r\neine Inbetriebnahme bis zum 4. August 2029 ausweist. So kann den Unsicherheiten einer\r\nNetzanschlussverzˆgerung seitens der Netzbetreiber Rechnung getragen werden.\r\nSpeicher, die nicht von den oben genannten ‹bergangsregelungen betroffen sind, und damit dem\r\nvollen Netzentgeltregime unterworfen sind, werden vor der Herausforderung stehen, dass die\r\nProjektfinanzierung erst stattfinden kann, wenn die zuk¸nftigen Netzentgelte, die ab 2029 gelten,\r\nvon den Netzbetreibern verˆffentlicht werden. Aufgrund des rund 2 bis 3-j‰hrigen Projektzyklus\r\nvon Speicherprojekten schlagen wir daher eine weitere ‹bergangsregelung vor, um einen\r\n„Fadenriss“ im Speicherausbau zu vermeiden. Demnach sollten Anlagen, die vor dem 31.\r\nDezember 2030 gebaut werden, ein Abschlag auf das zu zahlende Netzentgelt ermˆglicht\r\nwerden, um Investitionsentscheidungen im Zeitraum der bestehenden Unsicherheit in 2027/28 zu\r\nermˆglichen.\r\nEine sichere Beurteilung neuer Instrumente ergibt sich zudem erst immer mit der Zeit. Wir\r\nschlagen deshalb eine gestaffelte Einf¸hrung dynamischer Netzentgelte vor, um Netzbetreiber\r\nund Markt die Mˆglichkeit zu geben, das System nachzujustieren und ein ungewolltes\r\n‹bersteuern zu vermeiden.\r\n\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 36\r\n10. ANTWORTEN ZU\r\nSPEZIFISCHEN FRAGEN AUS DEN\r\nORIENTIERUNGSPUNKTEN\r\nDie BNetzA hat in ihrem Papier Fragen zu Speicherentgelten gestellt. Hier soll gesondert darauf\r\neingegangen werden. Zur Beantwortung wird zus‰tzlich auf die vorgegangenen Kapitel\r\nverwiesen.\r\nNETZENTGELTE MIT FINANZIERUNGSFUNKTION F‹R STAND -ALONE - SPEICHER:\r\nSollte auf Mengen, die im Zuge einer Kapazit‰ts¸berschreitung entnommen werden, der AP2 voll\r\nwirken oder sollte insgesamt nur auf die saldierten Mengen abgestellt werden?\r\nAntwort: Grunds‰tzlich sollte kein Arbeitspreis erhoben werden. Auch ein Arbeitspreis auf\r\nSpeicherverluste (RTE) hat runtergerechnet einen Einfluss auf die Arbeitsentscheidung. Dies\r\nsollte generell unterbleiben.\r\nNETZENTGELTE MIT FINANZIERUNGSFUNKTION F‹R MULTI -USE - SPEICHER:\r\nWie hoch sch‰tzen Sie das Potenzial von Speichern bei EE-Anlagen, auch f¸r sonstige Zwecke\r\neingesetzt zu werden?\r\nAntwort: Das Potenzial von Speichern bei EE-Anlagen (auch in Kombination mit\r\nVerbrauchsanlagen) f¸r weitere Einsatzmˆglichkeiten ist aus unserer Sicht sehr hoch. Das\r\nInteresse an Mehrfachnutzung (Multi-Use) ist klar gegeben, da zus‰tzliche Erlˆsquellen die\r\nWirtschaftlichkeit der Gesamtanlage deutlich verbessern und Vermarktungsrisiken reduzieren.\r\nNeben Eigenverbrauchs- und Einspeiseoptimierung kommen u. a. Marktpreisoptimierung,\r\nSystemdienstleistungen, Peak Shaving sowie PPA-Gl‰ttung in Betracht.\r\nDie Multi-Use-Nutzung erhˆht die Investitionsauslastung, diversifiziert Erlˆse und beschleunigt\r\ndie Refinanzierung. Vor dem Hintergrund sinkender Fˆrderanteile und zunehmender\r\nMarktintegration ist die Nutzung mehrerer Erlˆspfade ein zentraler Wirtschaftlichkeitstreiber.\r\nW‰ren die gesetzlichen H¸rden nicht noch gegeben bzw. erst k¸rzlich reduziert, w‰ren Multi-UseSpeicher in Co-Location bereits heute viel verbreiteter. Insbesondere w¸rde mit fehlendem\r\nZugang bzw. H¸rden dieser Anlage auch in Multi-Use zu agieren eine zentrale Entscheidung\r\ngegen Co-Location getroffen. Viele Anlagenkonzepte kommen schon jetzt nicht ohne\r\nStromspeicher in positive Bilanzen.\r\nSollte ggf. auch der AP2 auf saldierte Mengen begrenzt werden oder sollte er stets wirken,\r\nwenn die gew‰hlte Kapazit‰t ¸berschritten wird?\r\nAntwort: Das Grundmodell ist unpassend f¸r Stromspeicher. Jede arbeitsbezogene Belastung\r\nreduziert die Einsatzentscheidungen von Stromspeichern deutlich. Jegliche Arbeitsbelastung\r\n(ct/kWh) sollte vermieden werden, wenn die Stromspeicherziele im Ausbauszenario bis 2037\r\nerreicht werden sollen.\r\nSofern ein Stromspeicher ausschliefllich Behind-the-Meter (Co-Location mit Verbrauchern)\r\nbetrieben wird und keine zus‰tzliche Netzinanspruchnahme verursacht, sollte der AP2\r\nausschliefllich an der tats‰chlich netzwirksamen Leistungsinanspruchnahme am\r\nNetzanschlusspunkt ankn¸pfen. Eine Anwendung auf interne, nicht netzrelevante Leistungsfl¸sse\r\nw‰re verursachungssystematisch nicht gerechtfertigt.\r\nAnders stellt sich die Situation bei Multi-Use-Speichern dar, bei denen netzwirksame\r\nLeistungsfl¸sse auftreten kˆnnen. Hier sollte der AP2 weiterhin bei jeder ‹berschreitung der\r\ngebuchten Kapazit‰t greifen.\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 37\r\nNETZENTGELTE MIT ANREIZFUNKTION:\r\nSollte ein negativer Saldo aus den Entgelten mit Finanzierungsfunktion und mit Anreizfunktion\r\nf¸r Speicher mˆglich sein oder ist ein Mindestbeitrag zur Netzkostendeckung erforderlich?\r\nAntwort: Ein Negativsaldo sollte mˆglich sein. Das dynamische Netzentgelt gibt nur\r\nPositivanreize, wenn an anderer Stelle Geld eingespart wird. Akteure, die entsprechend ein\r\npositiver Saldo ¸ber das Jahr erarbeitet haben, sollten entsprechend belohnt werden. Zumindest\r\nm¸sste es als Positivsaldo ¸ber Jahre hinweg aufgerechnet werden kˆnnen. Sobald eine\r\nSchwelle existiert, die die positiven Effekte eines dynamisches Netzentgelt begrenzt, wird es eine\r\nGrenze f¸r das anzureizende Verhalten werden.\r\nWie sch‰tzen Sie die Umsetzbarkeit der Einf¸hrung von dynamischen Entgelten f¸r Speicher im\r\nJahr 2029 ein? Welche H¸rden sehen Sie?\r\nAntwort: Solange die Netzbetreiber das dynamische Netzentgelt bis 2029 eingef¸hrt bekommen,\r\nsind Stromspeicher grunds‰tzlich bereit ab 2029 f¸r Neuanlagen auch damit zu planen.\r\nUnsicherheiten, die sich in der Finanzierung ergeben kˆnnen, sind h‰ndelbar, aber nicht aufler\r\nBetracht zu lassen. Wir erwarten, dass Langfristprognosen zu dynamischen Netzentgelten viel\r\nentscheidender f¸r eine Standortwahl werden kˆnnten, als es der BKZ derzeit ist.\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 38\r\n11. AUSBLICK\r\nWir danken der Bundesnetzagentur zur Mˆglichkeit der Stellungnahme und freuen uns auf den\r\nweiteren Austausch. Wir sind ¸berzeugt, dass die Bundesnetzagentur eine sachgerechte Lˆsung\r\nf¸r die Einbindung von Stromspeicher in eine neue Netzentgeltsystematik finden wird. Als\r\nBranchenverb‰nde bekennen wir uns zudem zur Notwendigkeit und positiven Rolle von Speichern\r\nf¸r das Energiesystem und die wirtschaftliche Entwicklung Deutschlands, sowie ihrem Beitrag zur\r\nVersorgungssicherheit und g¸nstigen Energieversorgung.\r\nBVES e.V. / BNE e.V. | Konsultationseingabe „Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ 39\r\n12. AN NEX\r\nAuf den nachfolgenden Seiten im Anhang finden sich folgende Studien, die Datengrundlage f¸r\r\ndiese Stellungnahme geliefert haben. Wir danken den Autoren f¸r Ihre Mitarbeit.\r\n1. AFRY: Grid Fee Calibration and Merchant BESS Viability in Germany\r\nAutoren: Carlos Perez Linkenheil, Dr. Ivona Bravic\r\nVerˆffentlichungsdatum: 24. Februar 2026\r\nAuch abrufbar unter: https://afry.com/en/insight/how-germanys-grid-tariff-reform-couldreshape-battery-storage-economics\r\n2. Aurora Energy Advisors: Impact of grid fees and FCAs on battery business cases\r\nAutoren: Philipp Hesel, Sophie Martin, Paul Bruggemans, Sˆhnke Hartmann, Claudia G¸nther\r\nVerˆffentlichungsdatum: Februar 2026\r\n3. Modo Energy: German grid fees: What financing-based charges mean for BESS returns\r\nAutor: Till Stehr\r\nVerˆffentlichungsdatum: 19. Februar 2026\r\nAuch abrufbar unter: https://modoenergy.com/research/en/germany-grid-fees-2029-\r\nexemption-vertrauensschutz-irrs-financing-thresholds-hurdle-rate-bnetza-netzentgelte\r\n3 Grid Fee Calibration and Merchant BESS Viability i Grid Fee Calibration and Merchant BESS Viability in Germany Germany\r\n4 5 Grid Fee Calibration and Merchant BESS Viability in Germany Grid Fee Calibration and Merchant BESS Viability in Germany\r\n-8.4%\r\n-0.1% -1.3%\r\n-1.2%\r\n-5.3%\r\n11.9%\r\n3.6%\r\n2.2%\r\n-4.4%\r\nGrid Fees Ramping Restrictions Ancillary Services Cap\r\n0%\r\n-0.1%\r\n-1% -1.1%\r\n-3.5%\r\n11.9% 11.9% 10.8%\r\n6.2%\r\n-3.8% -0.1%\r\n-1.1%\r\n-1.1%\r\n-4.1%\r\n11.9%\r\n8.1%\r\n6.9%\r\n1.7%\r\n+\r\nGross-margin drop\r\nFlexible connection agreements (FCA)\r\nΔ IRR 10%/min 6%/min IRR 30%\r\neligible\r\n0%\r\neligible\r\nIRR\r\nHigh grid fee\r\nLP: 42 €/kW/a\r\nAP1\r\n: 66.5 €/MWh\r\nAP2\r\n: 266 €/MWh\r\nLow grid fee\r\nLP: 6 €/kW/a\r\nAP1\r\n: 66.5 €/MWh\r\nAP2\r\n: 266 €/MWh\r\nNo grid fee\r\n(status quo)\r\nLP\r\nAP1\r\n: -\r\nAP2\r\n: -\r\nAFRY\r\nBase\r\nIRR\r\n~5% ~22%\r\nHurdle rate\r\n10%\r\n10%\r\n10%\r\n+ +\r\n0%\r\n—\r\n—\r\n—\r\n\r\n\r\n\r\n6 7 Grid Fee Calibration and Merchant BESS Viability in Germany Grid Fee Calibration and Merchant BESS Viability in Germany\r\nHigh grid feeLow grid feeNo grid fee\r\nHigh grid feeLow grid feeNo grid fee\r\nExcluding BKZ\r\nNo FCA Increasing FCA\r\nlimitation\r\nNo FCA\r\nIncreasing FCA\r\nlimitation\r\nIncluding BKZ (85Ä/kW)\r\n—\r\n\r\n—\r\n—\r\n—\r\n8 9 Grid Fee Calibration and Merchant BESS Viability in Germany Grid Fee Calibration and Merchant BESS Viability in Germany\r\n10 11 Grid Fee Calibration and Merchant BESS Viability in Germany Grid Fee Calibration and Merchant BESS Viability in Germany\r\n12 13 Grid Fee Calibration and Merchant BESS Viability in Germany Grid Fee Calibration and Merchant BESS Viability in Germany\r\nAFRY provides engineering,\r\nproject management, and\r\nadvisory services that enable\r\nthe energy and industrial\r\ntransition and strengthen\r\nresilience in society.\r\nWith 18,000 experts worldwide,\r\nwe combine a global reach with\r\nlocal insights and deep sector\r\nknowledge to make a lasting\r\nimpact for generations to come.\r\nMaking Future\r\n© Aurora Energy Research Ltd. – CONFIDENTIAL\r\nImpact of grid fees and\r\nFCAs on battery business\r\ncases\r\nFebruary 2026\r\nCONFIDENTIAL 2\r\n15.2\r\n1.6\r\n-1.7\r\n7\r\n-0.8\r\n10\r\n-4.1\r\n25\r\n-5.4\r\n41\r\n-1.6\r\nAP1\r\nProject economics for a 2h battery, including degradation, market entry in 20291\r\nProject IRR (%)\r\nSource: Aurora Energy Research, TenneT TSO\r\nCapacity grid fees of 24€/kW/year would reduce the project IRR\r\nbelow standard hurdle rates, even without considering FCAs\r\n1) Repowering at 66% state-of-health; 1.5 cycles/day; 84% average RTE; Baukostenzuschuss(BKZ) of 80€/kW. The battery participates in the wholesale market, Continuous Intraday, FCR and aFRR\r\ncapacity and energy. 2) AP1: TenneT’s 2026 Arbeitspreis at <2,500h/a of grid use; AP2: (5 x AP1); both applied on energy losses. 3) Without AP1.\r\nImpact of grid fees and Flexible Connection Agreements\r\nGrid fees assumptions\r\n▪ Capacity-based: The fee is\r\nincurred annually. The operator\r\ncan decide what proportion of\r\nthe BESS capacity is to be\r\ncovered. We assume that the\r\noperator will either choose to\r\ncover the full capacity or nothing\r\nat all.\r\n▪ Energy-based: Grid fees to be\r\npaid on energy losses. The\r\nenergy component can be\r\ndistinguished between:\r\n- Arbeitspreis (AP) 1: 2.36ct/kWh\r\n- AP2: 11.80ct/kWh2\r\nThe price which applies depends on\r\nthe operation within a capacity\r\nrange that is covered by the\r\ncapacity-based fee, or not.\r\n15.2\r\n10.3\r\n0\r\n20\r\n-4.9\r\nAP2\r\n12\r\n9\r\nCapacity-based grid fees\r\n€/kW/a\r\nEnergy-based grid fees (AP2)2\r\n▪ With an unrestricted grid connection, capacity grid fees3 of 24€/kW/y and\r\nabove would cause project IRRs to fall below the hurdle rate of 9%.\r\n▪ Also considering AP1 when opting in for a full capacity payment, capacitybased grid fees of 16€/kW/y and above would incentivise the operator to\r\nopt for a purely AP2-based grid fee without any capacity component.\r\n▪ Without any FCA restrictions, an AP2 of up\r\nto 14.6ct/kWh would keep the project IRR\r\nover the lower-end hurdle rate of 9%,\r\nassuming the operator opts out of paying\r\ncapacity fees completely.\r\nCapacity-based grid fee level, €/kW/y\r\nIndustry-standard hurdle rate Energy-based grid fee Capacity-based grid fee3\r\nno grid fee incl. grid fee no grid fee incl. grid fee\r\nBase Case: Unrestricted Grid Connection\r\nCapacity and energy-based (AP1)2 grid fees\r\nGrid fees for an unrestricted case (no FCA)\r\nCONFIDENTIAL 3\r\n11.8\r\n6.4\r\nFCA\r\n-5.4\r\nAP2 w/ AP2\r\nProject economics for a 2h battery, including degradation, market entry in 20291\r\nProject IRR (%)\r\n▪ Ancillary services: aFRR and\r\nFCR participation are capped to\r\n25% of nominal capacity.\r\n▪ Schedule freeze: A 3-hour\r\npre-delivery trading stop\r\neffectively forbidding trading on\r\nthe Continuous Intraday\r\nmarket.\r\n▪ Ramping: Change in power\r\ninput/output restricted to 20%\r\nof capacity/min.\r\nSource: Aurora Energy Research, TenneT TSO\r\nUnder a TSO-level FCA, BESS business cases could still be profitable\r\nif grid fees do not exceed 10€/kW/a\r\n1) Repowering at 66% state-of-health; 1.5 cycles/day; 84% average RTE; Baukostenzuschuss(BKZ) of 80€/kW. The battery participates in the wholesale market, Continuous Intraday, FCR and\r\naFRR capacity and energy. 2) Assuming a BKZ reduction to 20€/kW. 3) AP1: TenneT’s 2026 Arbeitspreis at <2,500h/a of grid use; AP2: (5 x AP1); both applied on energy losses. 4) Without AP1.\r\nImpact of grid fees and Flexible Connection Agreements\r\nTSO FCA FCAs assumptions\r\nGrid fees assumptions\r\n▪ Capacity-based: Fee is incurred\r\nannually. The operator can decide\r\nwhat proportion of the BESS’s\r\ncapacity is to be covered.\r\n▪ Energy-based: Paid on energy\r\nlosses and split into AP1\r\n(2.36ct/kWh) and AP2\r\n(11.8ct/kWh)3\r\n. Applied price\r\ndepends on the operation within a\r\ncapacity range that is covered by\r\nthe capacity-based fee, or not.\r\n-10\r\n0\r\n20\r\n-3,4\r\nFCA2\r\n12\r\n9\r\n15,2\r\n11,8 11.8\r\n-3.0\r\n-1.9\r\nFCA\r\n-1.8\r\n7\r\n-0.8\r\n10\r\n-4.3\r\n25\r\n-6.0\r\n41 AP1 w/ AP1\r\nTSO FCA Capacity- and energy-based (AP1)3 Energy-based grid fees (AP2) grid fees 3\r\n▪ Expected FCAs at TSO level\r\nstill allow for a profitable\r\nbusiness case with an IRR of\r\n11.8%.\r\n▪ Under an FCA, already a capacity-based grid fees of\r\n11€/kW/y would push the business case below the\r\nhurdle rate of 9%4\r\n.\r\n▪ An AP2 of 6.2ct/kWh would\r\ncause the project IRR to fall\r\nbelow the lower-end hurdle\r\nrate of 9%.\r\nCapacity-based grid fee level, €/kW/y\r\nTSO\r\nno FCA FCA2 FCA2 FCA2\r\nincl. grid fee incl. grid fee\r\nIndustry-standard hurdle rate Energy-based grid fee Capacity-based grid fee Base Case: Unrestricted Grid Connection 4\r\nCONFIDENTIAL 4\r\nProject economics for a 2h battery, including degradation, market entry in 20291\r\nProject IRR (%)\r\n▪ Ancillary services: aFRR and\r\nFCR participation are capped to\r\n25% of nominal capacity.\r\n▪ Capacity: Import and export\r\nrestrictions during the 500h of\r\neach highest demand and wind\r\ngeneration (1,000h total).\r\n▪ Ramping: Change in power\r\ninput/output restricted to 6% of\r\ncapacity/min.\r\nSource: Aurora Energy Research, TenneT TSO\r\nDSO-level FCAs are more restrictive than at TSO level; they could\r\nreduce IRRs by over 6p.p., leaving little room for additional grid fees\r\n1)Repowering at 66% state-of-health; 1.5 cycles/day; 84% average RTE; Baukostenzuschuss(BKZ) of 80€/kW. The battery participates in the wholesale market, Continuous Intraday, FCR and aFRR\r\ncapacity and energy. 2) Assuming a BKZ reduction to 20€/kW. 3) AP1: TenneT’s 2026 Arbeitspreis at <2,500h/a of grid use; AP2: (5 x AP1); both applied on energy losses. 4) Without AP1.\r\nImpact of grid fees and Flexible Connection Agreements\r\nDSO FCA DSO FCAs assumptions\r\nGrid fees assumptions\r\n▪ Capacity-based: Fee is incurred\r\nannually. The operator can decide\r\nwhat proportion of the BESS’s\r\ncapacity is to be covered.\r\n▪ Energy-based: Paid on energy\r\nlosses and split into AP1\r\n(2.36ct/kWh) and AP2\r\n(11.8ct/kWh)3\r\n. Applied price\r\ndepends on the operation within a\r\ncapacity range that is covered by\r\nthe capacity-based fee, or not.\r\n▪ The project economics can be\r\nstrongly reduced by DSO FCAs\r\nwith capacity, ramping and\r\nancillary service restrictions.\r\n▪ Capacity grid fees above ~27€/kW/y would bring down the\r\nIRR to below zero4\r\n, making the business case impossible.\r\n▪ Capacity-based grid fees of 16€/kW/y or higher would\r\nincentivise operators to fully choose paying AP2.\r\n▪ Implementing energybased grid fees as high as\r\n11.8ct/kWh could further\r\ndistort project economics.\r\n15.2\r\n9.1\r\n-10\r\n0\r\n20\r\nBase\r\n-6.1\r\nFCA2\r\n12\r\n9\r\n9.1\r\n3.4\r\nFCA\r\n-5.7\r\nAP2 w/ AP2\r\n9.1\r\n-7.8\r\n-2.4\r\nFCA\r\n-1.9\r\n7\r\n-0.8\r\n10\r\n-4.7\r\n25\r\n-7.1\r\n41 AP1 w/ AP1\r\nDSO FCA Capacity- and energy-based (AP1)3 Energy-based grid fees (AP2) grid fees 3\r\nFCA2 FCA2 No FCA FCA2\r\nCapacity-based grid fee level, €/kW/y\r\nincl. grid fee incl. grid fee\r\nIndustry-standard hurdle rate Energy-based grid fee Capacity-based grid fee Base Case: Unrestricted Grid Connection 4\r\nCONFIDENTIAL 5\r\nProject economics for a 4h battery without FCA, market entry in 20291\r\nProject IRR (%)\r\nSource: Aurora Energy Research, TenneT TSO\r\nWhile 4h batteries are similarly impacted by energy grid fees as 2h\r\nones, their higher revenues enable them to better offset capacity fees\r\n1)Repowering at 68.67% state-of-health; 1.0 cycles/day; 84% average RTE; Baukostenzuschuss(BKZ) of 80€/kW. The battery participates in the wholesale market, Continuous Intraday, FCR and\r\naFRR capacity and energy. 2) AP1: TenneT’s 2026 Arbeitspreis at <2,500h/a of grid use; AP2: (5 x AP1); both applied on energy losses. 3) Without AP1.\r\nImpact of grid fees and Flexible Connection Agreements\r\nCapacity-based grid fees\r\n€/kW/a\r\n▪ On the other hand, if the operator opts for the full capacity-based grid\r\nfee, the business case would fall below the hurdle rate at 22€/kW/y3\r\n.\r\n▪ Although the initial project IRR of 4h batteries are 2.3p.p. lower than\r\nthat of 2h assets, their break-even points are similar as longer duration\r\nbusiness cases react less sensitive to capacity-based grid fees.\r\n▪ Without any FCA restrictions, an AP2 of\r\nup to 9.9ct/kWh would keep the 4h\r\nbattery project IRR over the lower-end\r\nhurdle rate of 9%—provided the operator\r\nopts out of paying capacity fees\r\ncompletely.\r\nGrid fees for an unrestricted case (no FCA)\r\nIndustry-standard hurdle rate Energy-based grid fee Capacity-based grid fee Base Case: Unrestricted Grid Connection 3\r\n12.9\r\n3.5\r\n-1.2\r\n7\r\n-0.5\r\n10\r\n-2.8\r\n25\r\n-3.6\r\n41\r\n-1.3\r\nAP1\r\n12.9\r\n8.2\r\n0\r\n20\r\n-4.7\r\nAP2\r\n12\r\n9\r\nEnergy-based grid fees (AP2)2\r\nCapacity-based grid fee level, €/kW/y\r\nno grid fee incl. grid fee no grid fee incl. grid fee\r\nCapacity and energy-based (AP1)2 grid fees\r\nGrid fees assumptions\r\n▪ Capacity-based: The fee is\r\nincurred annually. The operator\r\ncan decide what proportion of\r\nthe BESS capacity is to be\r\ncovered. We assume that the\r\noperator will either choose to\r\ncover the full capacity or nothing\r\nat all.\r\n▪ Energy-based: Grid fees to be\r\npaid on energy losses. The\r\nenergy component can be\r\ndistinguished between:\r\n- Arbeitspreis (AP) 1: 2.36ct/kWh\r\n- AP2: 11.80ct/kWh2\r\nThe price which applies depends on\r\nthe operation within a capacity\r\nrange that is covered by the\r\ncapacity-based fee, or not.\r\n6\r\nGerman grid fees: What financing-based charges\r\nmean for BESS returns\r\nModo Energy – Till Stehr\r\n19 February 2026\r\nGermany’s battery storage industry is concerned. The German regulator BNetzA has\r\nindicated it may end the grid fee exemption early, even for batteries currently connected.\r\nThe prospect of retroactive rule changes has shaken investor confidence in a market already\r\nnavigating uncertainty over the post-2029 fee regime.\r\nThe regulator has been outlining the future system step by step: a revised BKZ, financingbased tariffs, and new dynamic localised fees. BNetzA says it does not intend to worsen the\r\nstorage business case. But final values may not be set until late 2028 — and banks often\r\ndon’t finance what they cannot model.\r\nFor many batteries, this grid fee may make or break the business case. Especially for\r\nconstrained batteries with flexible connection agreements (FCAs), higher grid fees would\r\npush IRRs into uninvestable territory, especially in a post-saturation world in 2029 where\r\ntotal revenues will be far lower than today.\r\nFCAs and dynamic grid fees both manage local grid congestion: one through hard\r\nconstraints, the other through price signals. Applying both is a double charge. And the most\r\nconstrained batteries are the least able to respond to dynamic signals, because their\r\noperational flexibility has already been curtailed.\r\nThis research stress-tests the business case against financing fees alone, the\r\ncomponent that will definitely reduce returns. Dynamic fees could offset some of the cost but\r\nare not guaranteed, particularly for batteries far from congestion zones. We model capacityonly and energy-only fee scenarios under realistic FCA constraints.\r\nAt an energy-based grid fee of €66.50/MWh charged on self-consumption, an unconstrained\r\nbattery loses 4 percentage points of IRR. For heavily constrained batteries, most grid fee\r\nscenarios push returns below investable thresholds. The gap between a workable fee\r\nregime and one that freezes buildout is narrow — and 7 GW of capacity by 2030 could\r\ndepend on where the final numbers land.\r\nThis article is part of a series on future grid fees for German batteries:\r\n• What the regulator proposes so far as a mechanism\r\n• How financing tariffs may impact the business case (this article)\r\n• How dynamic tariffs can become a revenue stream — depending on location\r\nFor any further information on this topic, reach out to the author: till@modoenergy.com\r\nCapacity fees above €25k/MW/yr make even unconstrained batteries\r\nuninvestable\r\nIn its position paper, BNetzA proposes a combination of capacity fees (based on reserved\r\ngrid capacity) and energy-based fees (based on grid usage), with a choice in how much\r\ncapacity to reserve. It is likely that the incentive for batteries is to choose either 100% or 0%\r\ncapacity fees, depending on the relationship between prices, which is why this analysis looks\r\nat pure capacity prices and purely energy-based fees separately.\r\nIn capacity-based fees, we modelled a range of annual capacity charges from €6k/MW/yr (in\r\nline with the lowest DUoS capacity-based fees in recent years in GB) to €130k/MW/yr (in line\r\nwith some proposals made during the BNetzA discussion). All scenarios assume a 4-hour\r\nbattery reaching commercial operations on 1 January 2029.\r\nThe results split sharply by constraint level. An unconstrained battery under these\r\nassumptions generates around 15% in 20-year IRRs with no fees. Even at €25k/MW/yr, this\r\nbattery passes the hurdle rate, with an IRR at 11.4%. But a grid fee of €42k/MW/yr (in line\r\nwith Belgian capacity charges) would drop IRRs to 9%, making it difficult to find an investor\r\neven for fully unconstrained batteries.\r\nAssumptions in the IRR modelling\r\nBattery assumptions: 100 MW, 4-hours, 86% round-trip efficiency (RTE), standard\r\ndegradation, repowering after 10,000 cycles. No inertia payment. Commercial\r\noperations date: 1 January 2029.\r\nUnconstrained scenario: No ramp rate, 100% eligible for ancillaries, no import/export\r\ncap schedules, no schedule freezes.\r\nTSO-constrained scenario: 15-minute ramp rate, 50% eligible for ancillaries, no\r\nimport/export cap, 2-hour schedule freeze reduces intraday revenues by 50%.\r\nDSO-constrained scenario: 15 min ramp rate, 25% eligible for ancillaries,\r\nimport/export cap based on the Bayernwerke DSO’s “grid-neutral” curves, no schedule\r\nfreezes.\r\nCapEx assumptions: Construction CapEx for a 4h battery €860k/MW, BKZ €80k/MW,\r\nRepowering CapEx €170k/MW, OpEx: 20% of revenues (includes optimiser fee).\r\nFor batteries with DSO-style FCAs, including ramp rates and import/export caps, this makes\r\nthe picture far worse. Unlevered 20-year IRRs are around 11%, falling to 9.3% at\r\n€10k/MW/yr in capacity fees. At a current hurdle rate of around 10%, this battery is unlikely\r\nto find an investor without additional firm revenue streams. TSO-constrained batteries, with\r\nintraday revenues as one of their largest revenue streams heavily constrained, barely clear\r\nthe financing hurdle even without grid fees. Even a small annual fee can make them\r\nuninvestable.\r\nThe key takeaway: the fee level at which the business case breaks depends entirely on the\r\nFCA regime. For the constrained batteries that make up the majority of new connections,\r\neven modest capacity charges erode returns to levels that banks will not finance.\r\nEnergy-based fees cost less than capacity charges, but change how\r\nbatteries operate\r\nUnder the latest BNetzA proposal, batteries choosing a capacity price of zero would pay\r\nenergy-based grid fees only on their self-consumption or round-trip efficiency (RTE) losses.\r\nWe modelled four scenarios based on current fee levels and the regulator’s proposals.\r\nScenario AP1 AP2\r\nSubsidised €23.60/MWh €94.40/MWh\r\nUnsubsidised €66.50/MWh €266.00/MWh\r\nGrid fees may stay stable but future subsidies are not guaranteed\r\nIt remains unclear whether batteries would be charged under the standard energy fee\r\n(AP1) or the higher punitive tariff (AP2), since capacity fees would likely be set to zero\r\nfor isolated flexibility. This analysis assumes AP2 is four times the AP1 rate.\r\nFee levels are based on current grid charges at the maximum voltage level (220–380\r\nkV), which are forecast to remain largely stable until 2030. However, it is uncertain\r\nwhether the government will continue current grid fee relief measures long-term. Without\r\nsubsidies, the 2026 price is around €66.50/MWh. With subsidies, it is closer to\r\n€23.60/MWh.\r\nThe outright cost of energy-based fees is lower than capacity charges. Annual payments\r\nrange from roughly €7k to €75k/MW/yr across our scenarios, in a similar cost range to the\r\ncapacity fees modelled above. The IRR heatmap reflects this: unconstrained batteries\r\nremain close to the hurdle rate at an unsubsidised AP1 of €66.50/MWh. But constrained\r\nbatteries do not reach the hurdle rate even at the lowest modelled grid fee scenario.\r\nIRRs for constrained batteries are lower than if they were paying their equivalent amount in\r\ncapacity-based fees. This is because energy-based fees distort battery operations, and the\r\nrevenue lost (because fewer cycles cross the profitability threshold) can make the impact of\r\ngrid fees worse than the direct bill.\r\nHigher minimum spreads remove cycling opportunities non-linearly\r\nThe mechanism is straightforward. Every cycle already has a cost floor: degradation plus the\r\nRTE loss. At 86% RTE, the discharge price must be at least 16% higher than the charge\r\nprice just to break even on efficiency losses alone.\r\nEnergy-based grid fees further raise this floor. For each 1 MWh charged, the battery loses\r\n140 kWh to RTE inefficiency. At a grid fee of €66.50/MWh, this adds €9.31/MWh to the\r\nminimum spread required for the cycle to be profitable. Optimisers will incorporate this\r\nthreshold and skip any cycle that does not clear it to avoid incurring losses.\r\nThe impact of this on the TSO-level constraint is the least. Even without grid fees, the battery\r\nhas to forgo many smaller cycles because of its 15-minute ramp effects and because it can’t\r\naccess the spiky intraday prices that would justify even those cycles. Gross merchant\r\nrevenue and cycle numbers barely change with small minimum spreads compared to the\r\nscenario with no grid fees, while IRR margins remain wafer-thin.\r\nThe effect on cycling volumes is non-linear since spreads are not evenly distributed across\r\nthe year. Even at a €266/MWh grid fee, the minimum spread line cuts through the lower\r\nportion of the curve, removing about 6% of cycling days entirely. At lower fee levels, fewer\r\ndays are affected.\r\nBut batteries don’t only cycle between the highest and the lowest hours of each day. They\r\nalso use many smaller cycles, executing around short-term price spikes. The second cycle\r\nof each day, which usually has to rely on a spread lower than the TB4, is the most strongly\r\naffected. This lowers the average cycles per day of an unconstrained battery from 1.95 to\r\naround 1.4 with the highest grid fees.\r\nAt the extreme, a very high fee level would eliminate nearly all cycling opportunities and\r\nresult in a de facto operating ban. In practice, this is unlikely under the modelled AP1\r\nscenarios, but even the unsubsidised AP2 rate is enough to materially reduce annual cycle\r\ncounts and compress revenues well beyond the grid fee payment itself.\r\nUncertainty over grid fees could freeze new investment decisions until\r\nlate 2028\r\nBNetzA has reiterated that it does not intend to destroy the BESS business case, and\r\ncapacity market and international revenue could prop up the battery business case, even\r\nwhen grid fees come in. But intention is not the same as clarity, and lenders finance projects\r\nbased on risk calculations that require some level of clarity.\r\nThere are two separate risks at play, affecting different sets of projects.\r\nNew projects connecting after August 2029 face an unquantifiable business case\r\nAny battery that enters commercial operation after 4 August 2029 will be required to pay grid\r\nfees under the new regime. Whether batteries end up better or worse off depends on the\r\nbalance between financing charges and dynamic fee revenues. The absolute values may not\r\nbe finalised until late 2028.\r\nLenders cannot model what they cannot see, although the process is increasing clarity for\r\nprojects which previously only knew that they would pay some sort of grid fees. But FIDs for\r\npost-2029 connections still face a wide window of uncertainty that is likely to halt post-2029\r\ngrid-scale BESS investment in Germany until the regulatory picture clears.\r\nEarly exemption removal adds risk even for projects connecting before 2029\r\nSeparately, BNetzA has indicated it may have the legal authority to end the grid fee\r\nexemption early, even for batteries already connected, in order to create a level playing field.\r\nThis is not confirmed policy. But the fact that it is on the table has shaken investor\r\nconfidence considerably. Projects which do not have FID yet might not get financed with this\r\nnew increased risk profile.\r\nIf the exemption is removed retroactively, projects that made their FID on the assumption of\r\n20 years of fee-free operation see their business case change mid-life. The IRRs modelled\r\nin this research would apply not just to future projects but also to assets on the ground. This\r\nis a kind of binary, unhedgeable risk that causes lenders to demand wider margins — or to\r\nstep back from the market entirely.\r\nProjects that have reached FID will most likely proceed. But many projects planned to\r\nconnect before the grid fee exemption cut-off do not yet have financing secured. Developers\r\nhave already said lenders are indicating they might withdraw support for projects due to this\r\nnew risk.\r\nA two-year gap in new FIDs would cut Germany’s 2029 battery capacity\r\nby 40%, and increase wholesale power prices\r\nIf no new batteries reach FID between now and late 2028, the buildout gap compounds\r\nquickly. Assuming a two-year lead time between FID and commercial operations, no new\r\nprojects would come online until 2030 at the earliest. In Modo Energy’s central buildout\r\nscenario, Germany would have around 14 GW of installed battery capacity by 2029. A twoyear FID freeze would reduce that to roughly 8.7 GW — a 40% shortfall, or 5.3 GW of\r\nmissing batteries.\r\nIf renewables and demand expand as expected, but batteries stay at today’s levels because\r\nof an FID freeze, this would have important implications for the wider system. According to\r\nModo Energy modelling, average power prices in 2029 would be €1.37/MWh higher than\r\nif batteries were built as modelled in the central scenario. And 10% of periods would see\r\nprices of €148.03/MWh or more, rather than €144.10/MWh in the central case. Negative\r\nprice hours increase by 16%, increasing the amount of curtailed renewable generation.\r\nBut the additional demand from battery self-consumption would only be around 1.9 TWh,\r\ncompared to 664.81 TWh demand under TYNDP demand scenarios. Broadening the\r\ndemand basis would hence reduce grid fees only by about 0.3%, or €0.19/MWh when\r\nassuming the unsubsidised AP1. The net cost for consumers of this policy would hence\r\nbe €1.18/MWh or about €785m, even before taking redispatch and EEG savings into\r\naccount. This cost could be avoided with earlier clarity for investors, making sure that they\r\nare comfortable their business case will not be destroyed.\r\nDynamic grid fees and FCAs solve the same problem. Batteries should\r\nnot pay for both\r\nGrid fees are manageable when the battery is unconstrained. But most new batteries face\r\nFCAs, and the combination is often the killer for hurdle rates.\r\nOnce dynamic price signals exist on all DSO levels, they take the same role as an FCA in\r\ninstructing the battery how to behave in a grid-friendly manner. The two overlap most where\r\ncongestion is worst: exactly where DSOs impose the strictest FCAs and where dynamic fees\r\nwould generate the strongest incentive for grid-friendly behaviour. Applying both is a double\r\ncharge. And the most constrained batteries are the least able to respond to dynamic signals,\r\nbecause their operational flexibility has already been curtailed.\r\nWell-designed dynamic grid fees should achieve the same outcomes as import/export caps,\r\nbut through incentives rather than restrictions. That suggests three possible trades:\r\n• Batteries paying dynamic fees could be released from their import/export caps,\r\nsince the price signal already steers behaviour in the same direction. Ramp rates and\r\nschedule freezes address different concerns and may still be warranted.\r\n• Batteries with an FCA could receive lower financing-based grid fees in return\r\n(similar to the current BKZ regime).\r\n• Operational batteries could voluntarily opt into the new dynamic fee regime in\r\nexchange for losing the energy-related components of their FCA.\r\nAny of these would give developers a reason to engage with the new regime rather than fear\r\nit, and help restore the investor confidence that is being eroded by the current uncertainty. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"BVES STELLUNGNAHME\r\nZUM\r\nENTWURF EINES GESETZES ZUR\r\nSICHERUNG DER\r\nVERSORGUNGSSICHERHEIT STROM\r\nZUR BEREITSTELLUNG NEUER\r\nKAPAZITÄTEN (STROMVKG )\r\nMAI 2026\r\nBVES e.V. | Stellungnahme StromVKG, Mai 2026 2\r\nINHALT\r\n1. Executive Summary .................................................................................................... 3\r\n2. Allgemeine Anmerkungen........................................................................................... 4\r\n3. Anmerkungen zum Vorliegenden Entwurf................................................................... 7\r\n3.1 Anmerkungen zu Abschnitt 1 - Allgemeine Bestimmungen 7\r\n3.1.1 § 2 Nr. 35 – Speicherdefinition 7\r\n3.2 Anmerkungen zu Abschnitt 3 – Voraussetzungen für die Teilnahme an Ausschreibungen 7\r\n3.2.1 § 12 i.v.m. § 4 - Langfristkapazitäten 7\r\n3.2.2 § 15 i.v.m. Anlage 2 - Resilienzanforderungen 9\r\n3.2.3 § 16 – Erbringung von Momentanreserve 10\r\n3.2.4 § 17 - Anforderungen an die Betriebsfähigkeit mit Wasserstoff 11\r\n3.2.5 § 18 – Grenzüberschreitende Teilnahme 11\r\n3.3 Anmerkungen zu Abschnitt 4 - Aggregation, Reduzierte Leistung, Referenzwert 11\r\n3.3.1 §§ 23-24 ff - Reduzierte Leistung (Derating) 11\r\n3.4 Anmerkungen zu Abschnitt 7 - Zuschlag 13\r\n3.4.1 § 50 – Zuschlagsverfahren (Südbonus) 13\r\n3.4.2 §§58-62 – Übertragbarkeit der Kapazitätsverpflichtung 13\r\n3.5 Anmerkungen zu Abschnitt 10 – Zahlungsansprüche und Zahlungsverpflichtungen 14\r\n3.5.1 § 81 - Preisspitzenausgleich 14\r\nBVES e.V. | Stellungnahme StromVKG, Mai 2026 3\r\n1. EXECUTIVE SUMMARY\r\nDer BVES und seine Mitglieder setzen sich grundsätzlich für eine sichere Versorgung und stabiles\r\nSystem ein. Der vorliegende Entwurf verfehlt jedoch in wesentlichen Punkten den Anspruch einer\r\ntechnologieoffenen, kosteneffizienten und systemdienlichen Beschaffung gesicherter Leistung.\r\nSpeicher werden zwar formal in den Anwendungsbereich einbezogen, in der konkreten Ausgestaltung\r\naber durch mehrere kumulative Anforderungen strukturell schlechter gestellt.\r\nAus Sicht des BVES muss nicht eine bestimmte Technologie, sondern der tatsächliche Beitrag zur\r\nVersorgungssicherheit maßgeblich sein. Speicher können einen erheblichen Beitrag zur gesicherten\r\nLeistung leisten. Vorliegende Analysen zeigen, dass die meisten kritischen Versorgungssituationen\r\nnicht über Tage, sondern über wenige Stunden auftreten. Ein Ausschreibungsdesign, das Speicher\r\nunterhalb sehr langer Erbringungszeiträume faktisch ausschließt, verschenkt daher kosteneffiziente\r\nBeiträge zur Versorgungssicherheit.\r\nHinzu kommt: Speicher können Versorgungssicherheit nicht nur bereitstellen, sondern dies in vielen\r\nFällen mit geringerem Förderbedarf, bei gleichbleibender Versorgungssicherheit. Das bedeutet nicht,\r\nauf Gaskraftwerke zu verzichten. Es bedeutet aber, sie dem Wettbewerb mit anderen\r\nFlexibilitätsoptionen auszusetzen und dort, wo Speicher, Anlagenkombinationen oder andere\r\nTechnologien effizientere Lösungen bieten, diese auch realistisch zuzulassen.\r\nSpeicher leisten zudem mehr als reine Kapazitätsabsicherung. Sie können Strompreise glätten,\r\nPreisspitzen reduzieren, erneuerbare Energien integrieren, den EEG-Förderbedarf senken,\r\nSystemdienstleistungen erbringen und Netze entlasten. Der Entwurf berücksichtigt dieses Potenzial\r\nbislang nicht ausreichend.\r\nDer BVES empfiehlt daher, den Entwurf an zentralen Stellen nachzubessern:\r\n1. Speicherdefinition technologieoffen fassen\r\n2. Langzeitkriterium flexibilisieren\r\n3. Reduktionsfaktoren sachgerecht und transparent bestimmen\r\n4. Resilienzanforderungen praxistauglich ausgestalten\r\n5. Momentanreserveanforderungen marktlich ausrichten\r\n6. Südbonus technologieoffen gestalten\r\n7. Sekundärmarkt zulassen\r\n8. Preisspitzenausgleich speichergerecht ausgestalten\r\nBVES e.V. | Stellungnahme StromVKG, Mai 2026 4\r\n2. ALLGEMEINE ANMERKUNGEN\r\nWir danken dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) für die Möglichkeit Stellung zu\r\nnehmen. Der BVES begrüßt grundsätzlich, dass sich der Gesetzgeber um ein stabiles und sicheres\r\nSystem bemüht. Da der Entwurf in zentralen Teilen stark auf konventionelle Erzeugung ausgerichtet ist\r\nund die systemische Rolle von Stromspeichern sowie Anlagenkombinationen aus erneuerbarer\r\nErzeugung und Speichern nicht ausreichend berücksichtigt, verfehlt er dieses Ziel jedoch.\r\nVersorgungssicherheit kann nicht durch eine Vorfestlegung auf einzelne Technologien gesichert\r\nwerden. Maßgeblich muss sein, welche Kapazität den erforderlichen Beitrag zur Versorgungssicherheit\r\nzuverlässig, kosteneffizient und systemdienlich erbringen kann.\r\nStudien zeigen, dass Langzeit-Batteriespeicher im Zusammenspiel mit anderen Technologien einen\r\nvergleichbaren Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten können wie neue Gaskraftwerke. Studien\r\nkommen zu dem Ergebnis, dass auch Batteriespeicher mögliche Versorgungsengpässe auch über\r\nlängere Zeiträume abdecken können und dass das deutsche Stromsystem keine ausschließliche\r\nBeschaffung von 10 GW neuen Gaskraftwerken benötigt. Speicher mit Speicherdauern von 10 Stunden\r\nund mehr können im modellierten Szenario einen Teil der geplanten Gaskapazität ersetzen, ohne das\r\nVersorgungssicherheitsniveau zu senken.\r\nDabei sollte die kosteneffizienteste Variante zur Beschaffung gesicherter Leistung immer Vorrang\r\nhaben. Auch deshalb muss das Ausschreibungsdesign technologieoffen ausgestaltet werden. So\r\nweisen Speicher einen deutlich geringeren Förderbedarf als neue Gaskraftwerke auf. Im betrachteten\r\nSzenario können durch den Ersatz von 2 GW Gaskraftwerken durch äquivalente Batteriespeicher\r\njährliche Einsparungen von bis zu 166 Mio. Euro bei gleicher Versorgungssicherheit erzielt werden.1\r\nAbbildung 1: Vergleich Förderbedarf Gaskraftwerke und Batteriespeicher (Darstellung: LCP-Delta/Field, 2026)\r\n2\r\nDas bedeutet nicht, dass auf Gaskraftwerke verzichtet werden muss. Es bedeutet aber, dass\r\nGaskraftwerke dem Wettbewerb mit anderen Flexibilitätsoptionen ausgesetzt werden sollten. Ein\r\nintelligenter Mix aus Gaskraftwerken, Stromspeichern, Anlagenkombinationen, flexiblen Lasten und\r\nweiteren steuerbaren Kapazitäten kann Versorgungssicherheit kostengünstiger bereitstellen als eine\r\neinseitige Fokussierung auf neue thermische Kraftwerkskapazitäten.\r\n1 LCP Delta, Field 2026: Die Rolle von Langzeit Batteriespeichern für die Versorgungssicherheit in Deutschland\r\n2 LCP Delta, Field 2026: Die Rolle von Langzeit Batteriespeichern für die Versorgungssicherheit in Deutschland\r\nBVES e.V. | Stellungnahme StromVKG, Mai 2026 5\r\nSPEICHER LEISTEN MEHR ALS REINE KAPAZITÄTSABSICHERUNG\r\nStromspeicher stellen nicht nur gesicherte Leistung bereit. Sie können zusätzlich Strompreise glätten,\r\nPreisspitzen reduzieren, erneuerbare Energien besser integrieren, den EEG-Förderbedarf senken,\r\nSystemdienstleistungen erbringen und Netze entlasten. Speicher bieten damit zusätzliche Vorteile auf\r\nSystem-, Markt- und Netzebene bieten.\r\nAbbildung 2: Zusätzliche positive Effekte von Speicher (Darstellung: Field/LCP-Delta 2026)3\r\nAuch andere Studien verweisen darauf, dass schon heute durch Speicher thermische\r\nKraftwerksleistung eingespart werden kann. Am Beispiel der Dunkelflaute vom 3. Dezember 2025 lässt\r\nsich zeigen, dass Speicher durch Laden in lastschwächeren Stunden und Entladen in Spitzenstunden\r\ndie erforderliche Backup-Leistung reduzieren können.\r\nAbbildung 3: Mögliche Lastglättung durch Stromspeicher am Beispiel der Dunkelflaute am 3.12.2025 (Darstellung:\r\nRBID GmBH 2026)\r\n4\r\n3 LCP Delta, Field 2026: Die Rolle von Langzeit Batteriespeichern für die Versorgungssicherheit in Deutschland\r\n4 RBID GmBH 2026: Systemkostenvergleich von neuen Erdgaskraftwerken mit neuen Solar- und Windenergieanlagen an\r\nLand\r\nBVES e.V. | Stellungnahme StromVKG, Mai 2026 6\r\nD AS LANGZEITKRITERIUM DARF SPEICHER NICHT FAKTISCH AUSSCHLIEßEN\r\nDer Entwurf setzt für die ersten Langfristkapazitäten sehr enge Kriterien. Gerade das Zusammenspiel\r\naus 10-Stunden-Erbringungszeitraum, einstündiger Wiedererbringung, Reduktionsfaktoren,\r\nResilienzanforderungen und Momentanreservepflicht führt dazu, dass Speicher zwar formal zugelassen\r\naber systematisch schlechter gestellt werden. Das steht im Widerspruch zum Anspruch einer\r\ntechnologieoffenen und kosteneffizienten Beschaffung.\r\nDabei zeigen die vorliegenden Analysen, dass viele Knappheitssituationen kürzer sind als das im\r\nEntwurf angelegte Langzeitkriterium. Wie in einer Studie dargestellt, dauern 82 bis 87 Prozent der\r\nVersorgungsengpässe höchstens zehn Stunden und 44 bis 57 Prozent dauern sogar weniger als vier\r\nStunden. Mehr als 95 Prozent der Ereignisse liegen bei einer Dauer von bis zu 16 Stunden. Das\r\nAusschreibungsdesign sollte diesem Umständen Rechnung tragen.5\r\nANLAGENKOMBINATIONEN STÄRKER BERÜCKSICHTIGEN\r\nDer Entwurf berücksichtigt Anlagenkombinationen aus erneuerbarer Erzeugung und Speichern nicht\r\nausreichend. Gerade Speicher-EE-Kombinationen können einen planbaren Beitrag zur\r\nVersorgungssicherheit leisten. Eine isolierte Bewertung erneuerbarer Erzeugung verkennt, dass\r\nSpeicher hier schon (fast) immer mitgedacht werden.\r\nMARKTVERZERRUNGEN VERMEIDEN UND BESTANDSANLAGEN SCHÜTZEN\r\nEin Kapazitätsmechanismus greift immer in den Markt ein. Umso wichtiger ist, dass er bestehende\r\nmarktlich finanzierte Flexibilitäten nicht verdrängt oder entwertet. Wenn geförderte Anlagen zusätzliche\r\nErlöse erzielen können, die nicht sachgerecht abgeschöpft werden, oder wenn bestimmte Technologien\r\ndurch Förderdesign und technische Anforderungen systematisch bevorzugt werden, entstehen\r\nMarktverzerrungen zulasten von Speichern und anderen Flexibilitäten.\r\nDer Einfluss des StromVKG auf bestehende und geplante Speicherprojekte sollte daher geprüft werden.\r\nEin Mechanismus zur Versorgungssicherheit darf nicht dazu führen, dass marktlich betriebene Speicher\r\nschlechter gestellt werden als staatlich abgesicherte Erzeugung.\r\nDATENGRUNDLAGE: VERSORGUNGSSICHERHEITSBERICHT\r\nDer Kapazitätsmechanismus sollte auf einer möglichst aktuellen Datengrundlage beruhen. Der\r\nStromspeichermarkt entwickelt sich derzeit deutlich dynamischer als in vielen älteren Modellierungen\r\nangenommen. Wenn der Versorgungssicherheitsbedarf auf Annahmen beruht, die den tatsächlichen\r\nund erwartbaren Speicherzubau nur unzureichend abbilden, besteht die Gefahr einer Überbeschaffung\r\nkonventioneller Kapazitäten.\r\nDer BVES empfiehlt daher, die Ausschreibungsvolumina und zentralen Parameter vor den jeweiligen\r\nGebotsterminen anhand aktueller Marktdaten und aktueller Speicherzubauzahlen zu überprüfen.\r\n5 LCP Delta, Field 2026: Die Rolle von Langzeit Batteriespeichern für die Versorgungssicherheit in Deutschland\r\nBVES e.V. | Stellungnahme StromVKG, Mai 2026 7\r\n3. ANMER K UNGEN ZU M\r\nVORLIEGENDEN ENTWURF\r\n3.1 ANMERKUNGEN ZU ABSCHNITT 1 - ALLGEMEINE\r\nBESTIMMUNGEN\r\n3.1.1 § 2 NR. 35 – SPEICHERDEFINITION\r\nDer BVES empfiehlt, § 2 Nr. 35 technologieoffen zu fassen. Die derzeitige Definition beschränkt\r\n„Stromspeicheranlagen“ auf Batteriespeicher, Pumpspeicher und Druckluftspeicher und greift damit zu\r\nkurz. Sie bildet weder den Stand der Speichertechnologien noch die im Energiewirtschaftsgesetz\r\nangelegte funktionale Definition von Energiespeicheranlagen vollständig ab.\r\nErfasst werden sollten alle Speichertechnologien, die elektrische Energie speichern oder in eine\r\nspeicherbare Energieform umwandeln und zu einem späteren Zeitpunkt wieder als elektrische Energie\r\nbereitstellen können. Dazu zählen insbesondere auch Redox-Flow-Speicher sowie thermische,\r\nchemische oder sonstige Speicher mit Rückverstromungsmöglichkeit.\r\nMaßgeblich für die Teilnahme am Kapazitätsmechanismus sollte nicht die konkrete\r\nTechnologiebezeichnung sein, sondern die Fähigkeit, gesicherte Leistung bereitzustellen. Eine zu enge\r\nSpeicherdefinition schließt innovative Technologien ohne sachlichen Grund aus.\r\n3.2 ANMERKUNGEN ZU ABSCHNITT 3 – VORAUSSETZUNGEN\r\nFÜR DIE TEILNAHME AN AUSSCHREIBUNGEN\r\n3.2.1 § 12 I.V.M. § 4 - LANGFRISTKAPAZITÄTEN\r\nDer in § 12 Abs. 5 StromVKG vorgesehenen 10-Stunden-Erbringungszeitraum ist sehr kritisch zu\r\nbewerten. Nach dem Entwurf dürfen an den Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten nur Anlagen\r\nteilnehmen, die technisch in der Lage sind, mindestens zehn aufeinanderfolgende Stunden Strom in\r\nHöhe der installierten Leistung in das Netz einzuspeisen. Für energiebegrenzte Technologien kommt\r\nzusätzlich hinzu, dass diese Anforderung jederzeit spätestens nach einer Stunde erneut erfüllt werden\r\nkönnen muss. Damit muss eine wiederholte vollständige Erbringung in sehr kurzen Abständen durch\r\nBietende dargestellt werden können. Warum man diesem Kriterium – wie viele andere – nur auf\r\nSpeicheranlagen anwendet, erschließt sich uns nicht. Aus Sicht des BVES ist diese Ausgestaltung\r\nweder hinreichend technologieoffen noch aus Versorgungssicherheitsperspektive zwingend\r\nerforderlich.\r\nTechnisch sind zehn Stunden Speicherdauer für Batteriespeicher grundsätzlich darstellbar und auch\r\nnoch längere Speicherdauern möglich. Sie führen jedoch zu deutlich steigenden Investitionskosten.\r\nBVES e.V. | Stellungnahme StromVKG, Mai 2026 8\r\nEntscheidend ist daher nicht, ob Speicher diese Anforderung theoretisch erfüllen können, sondern ob\r\neine derart lange und kurzfristig wiederholbare Erbringung für die Gewährleistung der\r\nVersorgungssicherheit tatsächlich notwendig und kosteneffizient ist.\r\nAnalysen zur Rolle von Langzeit-Batteriespeichern zeigen, dass Batteriespeicher im Zusammenspiel mit\r\nanderen steuerbaren Kapazitäten mögliche Versorgungsengpässe auch über längere Zeiträume\r\nabdecken können. Zugleich wird deutlich, dass die meisten kritischen Versorgungssituationen nicht\r\nüber Tage, sondern über wenige Stunden auftreten. Studien zeigen, dass 82 bis 87 Prozent der\r\nVersorgungsengpässe höchstens zehn Stunden dauern und 44 bis 57 Prozent sogar weniger als vier\r\nStunden dauern.\r\n6 Daraus folgt, dass auch Anlagen mit kürzerer Erbringungsdauer einen erheblichen\r\nBeitrag zur Versorgungssicherheit leisten können. Ein neues Gesetz, dessen Zielsetzung die Sicherung\r\nder Versorgung ist, sollte deshalb alle Technologien einbinden, die genau dies leisten können.\r\nEin Kapazitätsmechanismus sollte daher nicht ausschließlich auf maximale Dauerleistung optimiert\r\nwerden, sondern den tatsächlichen Beitrag einer Anlage zur Versorgungssicherheit sachgerecht\r\nabbilden. Dieser Beitrag wird im StromVKG bereits über Reduktionsfaktoren berücksichtigt. Wenn\r\ndarüber hinaus ein starres 10-Stunden-Kriterium sowie eine zusätzliche Wiedererfüllbarkeit binnen einer\r\nStunde vorgesehen werden, wird dieselbe Eigenschaft energiebegrenzter Technologien mehrfach\r\nbewertet. Das führt zu einer strukturellen Benachteiligung von Speichern und läuft dem Ziel eines\r\ntechnologieoffenen, kosteneffizienten Kapazitätsmechanismus entgegen.\r\nEine Wiedererbringung innerhalb einer Stunde wir zum Teil auch durch Vorgaben zum Gradienten der\r\nWirkleistungsänderung (Rampen) durch Netzbetreiber erschwert. Zum anderen kann aufgrund\r\nhistorischer Daten ein Aufladen von Stromspeichern in Dunkelflauten als Standard nachgewiesen\r\nwerden. Eine Dunkelflaute zeichnet sich nicht durch absoluten Strommangel über Stunden aus, lässt in\r\nbestimmten Stunden ein Aufladen zu. So zeigen vergangene „Dunkelflauten“ der letzten Jahre, dass ein\r\nweitaus größeres Zeitfenster als eine Stunde besteht, um den Speicher wiederaufzuladen.\r\nTechnisch können Speicher dieses Kriterium trotzdem noch erbringen, wenn ihnen erlaubt würde, auch\r\nnur mit einem Teil ihrer installierten Leistung an der Ausschreibung teilzunehmen. Dies wird jedoch\r\ndurch die Anforderung in Absatz 5, dass die Erbringung „in Höhe der installierten Leistung“ erfolgen\r\nmuss, ausgeschlossen. Nur einen Teil der Leistung anzubieten ist dabei in fast allen anderen\r\neuropäischen Kapazitätsmärkten möglich. Anderenfalls sollte zumindest die Erbringung mittels\r\nAnlagenpools deutlich vereinfacht werden. Auch ein Pool aus Energiespeichern ist denkbar, der 100\r\nStunden am Stück oder mehr erbringt. Dies kann nicht schlechter gestellt werden als ein Kraftwerk.\r\nAuch marktübliche Batteriespeicher mit Erbringungsdauern von etwa zwei bis acht Stunden sowie\r\nPumpspeicher mit typischen Erbringungsdauern von vier bis sechs Stunden würden durch die aktuelle\r\nFormulierung faktisch von den Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten ausgeschlossen oder nur mit\r\nunverhältnismäßigem Mehraufwand teilnahmefähig. Damit wird das Potenzial von Speichern zur\r\nkosteneffizienten Bereitstellung gesicherter Leistung unnötig begrenzt. Gerade zu Beginn des\r\nKapazitätsmechanismus sollten die Kriterien so ausgestaltet werden, dass ein möglichst breiter\r\nWettbewerb unterschiedlicher Technologien ermöglicht wird.\r\n6 LCP Delta, Field 2026: Die Rolle von Langzeit Batteriespeichern für die Versorgungssicherheit in Deutschland\r\nBVES e.V. | Stellungnahme StromVKG, Mai 2026 9\r\nDer BVES empfiehlt daher, den starren 10-Stunden-Erbringungszeitraum in § 12 Abs. 5 deutlich\r\nabzusenken. Sachgerecht wäre mindestens eine Reduktion auf einen Mindestzeitraum von 4h.\r\nErgänzend sollte geprüft werden, ob Speicher mit kürzeren Erbringungsdauern über sachgerechte\r\nReduktionsfaktoren oder differenzierte Produktsegmente teilnehmen können. Für die\r\nVersorgungssicherheit ist nicht allein die ununterbrochene Erbringungsdauer maßgeblich, sondern der\r\ngesicherte Leistungsbeitrag im Gesamtsystem.\r\nDie zusätzliche Anforderung in § 12 Abs. 5 S. 2 StromVKG, wonach energiebegrenzte Technologien die\r\nvolle 10-Stunden-Erbringung jederzeit spätestens nach einer Stunde erneut erfüllen müssen, sollte\r\ngestrichen oder jedenfalls grundlegend flexibilisiert werden. Es sollte zudem möglich sein, mit einer\r\nAnlage auch nicht in Höhe der vollen installierten Leistung zu bieten. Der Ladezustand und die\r\ntatsächliche Verfügbarkeit von Speichern sollten über Präqualifikation und Reduktionsfaktoren\r\nabgebildet werden. Bei Anlagenpools sollte zudem nicht jede Einzelanlage isoliert die\r\nWiedererfüllbarkeit nachweisen müssen. Maßgeblich sollte vielmehr sein, ob der Anlagenpool\r\ninsgesamt den zugesagten Beitrag zur Versorgungssicherheit erbringen kann.\r\n3.2.2 § 15 I.V.M. ANLAGE 2 - RESILIENZANFORDERUNGEN\r\nDie in § 15 vorgesehene Resilienzanforderung ist in der vorliegenden Form zu starr, rechtlich unklar und\r\nin ihrer praktischen Wirkung nicht technologieoffen ausgestaltet. Nach § 15 Abs. 1 StromVKG müssen\r\nbei Geboten für einen Verpflichtungszeitraum von 15 Jahren das jeweilige Endprodukt sowie\r\nmindestens 50 Prozent der in Anlage 2 aufgeführten wesentlichen Bauteile im Europäischen\r\nWirtschaftsraum gefertigt werden. Wie in Anlage 2 aufgeführt, trifft dies vor allem Speicher und\r\nerneuerbare Technologien.\r\nBrennstoffbasierte Erzeugungsanlagen, die ebenfalls in langfristigen Abhängigkeitsstruktur für den\r\nImport des Brennstoff außerhalb des europäischen Wirtschaftsraums befinden, gelten nicht die\r\ngleichen Voraussetzungen. Das Kriterium ist damit technologiediskriminierend. Zudem kommt: eine\r\nimportierte Batteriezelle o.ä. kann über viele Zyklen genutzt werden, ein importierter Brennstoff muss\r\nhingegen über Jahre fortlaufend beschafft werden. Dieser Unterschied wird im Entwurf nicht\r\nsachgerecht abgebildet. Aus Sicht des BVES sollte § 15 StromVKG daher grundlegend nachgeschärft\r\nwerden.\r\nDamit besteht die erhebliche Gefahr, dass Batteriespeicher faktisch aus 15-jährigen\r\nVerpflichtungszeiträumen verdrängt oder jedenfalls deutlich verteuert werden. Dies gilt insbesondere\r\nfür die bereits 2026 vorgesehenen Ausschreibungen, aber voraussichtlich auch für spätere\r\nAusschreibungsrunden, solange europäische Fertigungskapazitäten noch nicht in ausreichendem\r\nUmfang aufgebaut sind.\r\nDamit droht die Resilienzanforderung ihren Zweck zu verfehlen. Anstatt klimaneutrale Technologien im\r\neuropäischen Markt zu stärken, kann sie kurzfristig dazu führen, dass gerade klimafreundliche\r\nSpeichertechnologien von langfristigen Kapazitätsprodukten ausgeschlossen werden. Dies wäre mit\r\nBlick auf Versorgungssicherheit und Kosteneffizienz kontraproduktiv.\r\nBVES e.V. | Stellungnahme StromVKG, Mai 2026 10\r\nDer BVES empfiehlt, § 15 StromVKG und Anlage 2 so anzupassen, dass die Resilienzanforderungen\r\ntechnologieübergreifend, verhältnismäßig und praxistauglich ausgestaltet werden. Die 50-ProzentQuote ist eindeutig zu definieren. Zudem sollte geprüft werden, ob Resilienzanforderungen bei 15-\r\njährigen Verpflichtungszeiträumen für alle relevanten Erzeugungsanlagen nach vergleichbaren\r\nMaßstäben gelten müssen.\r\n3.2.3 § 16 – ERBRINGUNG VON MOMENTANRESERVE\r\nDer BVES teilt ausdrücklich das Ziel, die Systemstabilität im Stromsystem abzusichern und ausreichend\r\nMomentanreserve bereitzustellen. Batteriespeicher können hierzu einen wichtigen Beitrag leisten,\r\ninsbesondere durch schnelle Reaktionsfähigkeit, netzbildende Eigenschaften und die Bereitstellung\r\nsystemstützender Leistungen. Die Ausgestaltung in § 16 StromVKG ist in der vorliegenden Form jedoch zu\r\nunflexibel, nicht sachgerecht und mit erheblichen Mehrkosten für Speicherprojekte verbunden.\r\nNach § 16 Abs. 1 müssen Erzeugungsanlagen bei 15-jährigen Geboten Momentanreserve auch ohne\r\nLeistungsbetrieb bereitstellen, sofern sie an die Hoch- oder Höchstspannung angeschlossen sind oder\r\nmindestens 10 MW installierte Leistung aufweisen. Zusätzlich wird eine Anlaufzeitkonstante von zwölf\r\nSekunden bezogen auf die installierte Leistung verlangt. Für Batteriespeicher sieht § 16 Abs. 3 vor, dass die\r\nMomentanreserve aus dem Kurzzeit-Überlastbereich oder einer Überdimensionierung des Stromrichters\r\nerbracht werden muss. Anrechenbar ist jedoch nur ein Leistungswert des Stromrichters oberhalb von 130\r\nProzent der installierten Leistung des Batteriespeichers.\r\nDiese Regelung führt in der Praxis zu einer systematischen Verteuerung von Batteriespeicherprojekten. Die\r\nKombination aus einer pauschalen Anlaufzeitkonstante von zwölf Sekunden und der Anrechenbarkeit erst\r\noberhalb von 130 Prozent Stromrichterleistung kann dazu führen, dass deutlich höhere Überbauungen\r\nerforderlich werden, als technisch, wirtschaftlich und netzseitig sinnvoll darstellbar ist. Unter aktuellen\r\nBerechnungsmaßstäben reicht eine Überdimensionierung auf 130 Prozent gerade nicht aus, um die\r\ngeforderte Anlaufzeitkonstante von 12 Sekunden abzubilden. Vielmehr kann daraus ein zusätzlicher\r\nLeistungsbedarf entstehen, der nicht mehr über übliche Kurzzeit-Überlastfähigkeit abgedeckt werden kann,\r\nsondern eine erhebliche zusätzliche Stromrichterüberbauung erfordert.\r\nDies ist kein kosteneffizienter Weg zur Beschaffung von Momentanreserve, denn eine\r\nWechselrichterüberbauung verursacht hohe zusätzliche Investitionskosten, ohne dass damit zwingend ein\r\nentsprechend höherer Systemnutzen verbunden ist. Hinzu kommt, dass Netzbetreiber heute an vielen\r\nNetzanschlusspunkten die zulässige Überbauung begrenzen. Eine gesetzliche Anforderung, die faktisch eine\r\nsehr weitgehende Stromrichterüberdimensionierung verlangt, kann deshalb in der Praxis mit\r\nNetzanschlussvorgaben kollidieren und Speicherprojekte zusätzlich erschweren.\r\nDer BVES empfiehlt daher, § 16 stärker an der marktgestützten Beschaffung von Momentanreserve und an\r\ntechnologiespezifischen Nachweisen auszurichten. Der Gesetzesentwurf verweist selbst darauf, dass durch\r\ndie Regelung eine räumliche Übereinstimmung mit dem Verfahren zur marktgestützten Beschaffung von\r\nMomentanreserve hergestellt werden soll. Genau dieser Marktmechanismus sollte gestärkt und nicht durch\r\nzusätzliche gesetzliche Pflichten entwertet werden. Momentanreserve sollte vorrangig dort beschafft\r\nwerden, wo sie systemisch benötigt wird und kosteneffizient erbracht werden kann – und dies ist marktlich.\r\nBVES e.V. | Stellungnahme StromVKG, Mai 2026 11\r\nDie Anforderung einer Anlaufzeitkonstante von zwölf Sekunden sollte deshalb abgesenkt oder zumindest\r\ntechnologieadäquat flexibilisiert werden. Für Batteriespeicher erscheint eine geringere Vorgabe\r\nsachgerechter. Für Pumpspeicher ist eine Anforderung von zwölf Sekunden ebenfalls nicht sachgerecht, da\r\ndiese Anforderung in der Praxis regelmäßig nicht erreichbar ist. Hier sollten technologiespezifisch\r\nrealistische Werte vorgesehen werden.\r\nZudem sollte § 16 Abs. 3 StromVKG so angepasst werden, dass nicht erst Stromrichterleistung oberhalb von\r\n130 Prozent anrechenbar ist. Sachgerechter wäre es, sämtliche technisch nachweisbar verfügbare\r\nMomentanreserveleistung anzurechnen, jedenfalls ab 100 Prozent der installierten Leistung. Die 130-\r\nProzent-Schwelle kann allenfalls als eine mögliche technische Erfüllungsoption dienen, darf aber nicht als\r\nZugangsvoraussetzung.\r\n3.2.4 § 17 - ANFORDERUNGEN AN DIE BETRIEBSFÄHIGKEIT MIT WASSERSTOFF\r\nDie derzeitige Formulierung, wonach ein Kraftwerk bereits dann als für den Wasserstoffbetrieb\r\nvorbereitet gilt, wenn die Fähigkeit zum Betrieb mit 100 Prozent Wasserstoff durch eine Änderung von\r\nAnlagenkomponenten oder des Betriebs erreicht werden kann, ist sehr weit gefasst. Damit besteht die\r\nGefahr, dass nahezu jedes Kraftwerk als „H2-ready“ eingestuft werden kann, solange eine spätere\r\ntechnische Umrüstung grundsätzlich denkbar bleibt.\r\nFür einen 15-jährigen Verpflichtungszeitraum sollte die H2-Readiness jedoch materiell belastbar\r\nnachgewiesen werden. Andernfalls entfaltet § 17 keine ausreichende Anreizwirkung für den Umstieg\r\nund führt zugleich zu einer Ungleichbehandlung gegenüber Speichertechnologien, für die der Entwurf\r\ndeutlich strengere technische und lieferkettenbezogene Anforderungen vorsieht.\r\n3.2.5 § 18 – GRENZÜBERSCHREITENDE TEILNAHME\r\nAndere Abschnitte des Gesetzesvorschlags beziehen sich auf deutsche Regelzonen. Dieser Paragraph\r\nsollte das im Sinne der Präzisierung der Formulierungen auch tun um keine Anlagen unbeabsichtigt\r\nauszuschließen.\r\n3.3 ANMERKUNGEN ZU ABSCHNITT 4 - AGGREGATION,\r\nREDUZIERTE LEISTUNG, REFERENZWERT\r\n3.3.1 §§ 23-24 FF - REDUZIERTE LEISTUNG (DERATING)\r\nDer Ansatz des Gesetzes, dass Reduktionsfaktoren den Beitrag einer Anlage zur Versorgungssicherheit\r\nabbilden sollen ist grundsätzlich gut. Nach § 22 wird die reduzierte Leistung durch Multiplikation der\r\ngebotenen nominalen Leistung mit dem maßgeblichen Reduktionsfaktor berechnet. Für\r\nLangfristkapazitäten wird das De-Rating gesetzlich in Anlage 4 festgelegt. Aus Sicht des BVES besteht\r\nhier jedoch Nachbesserungsbedarf. Modellierungen anhand historischer Daten weisen einen wesentlich\r\nhöheren Beitrag von Stromspeichern zur Versorgungssicherheit aus, als dieser gegenwärtig in den\r\nBVES e.V. | Stellungnahme StromVKG, Mai 2026 12\r\nFaktoren in Anlage 4 abgebildet wird. Grundsätzlich sollte der De-Rating-Faktor spätestens ab 8\r\nStunden dem eines Kraftwerkes ähneln. Unklar bleibt deshalb, warum hier sehr grobe Unterschiede\r\nzwischen Speichern und anderen Anlagen geschaffen werden.\r\nFür die Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten die Faktoren nicht aus einer transparent\r\nveröffentlichten Modellierung, sondern unmittelbar aus Anlage 4. Für Speicheranlagen ist das hier\r\nvorgesehene „De-Rating“ über Reduktionsfaktoren, besonders im Kontext der Verpflichtungen nach §\r\n12 hoch kritisch zu sehen.\r\nDie dort festgelegten Werte führen zu einer deutlichen Schlechterstellung von Speichern gegenüber\r\nkonventionellen Erzeugungsanlagen. Während Gas- und Dampfkraftwerke sowie sonstige\r\nGaskraftwerke mit einem hohen Reduktionsfaktor angesetzt werden, erhalten Batterien und sonstige\r\nSpeicher erst ab einer Höchsterbringungsdauer von zehn Stunden überhaupt einen Faktor – und einen\r\ndeutlich niedrigeren gegenüber GuD-Anlagen. Da hier bereits das sehr scharfe Kriterium von\r\nWiederaufladbarkeit innerhalb einer Stunde anfällt, ist nicht nachvollziehbar, warum hier wiederum eine\r\nSchlechterstellung vollzogen wird.\r\nDie Bewertung erscheint aus Sicht des BVES übermäßig konservativ und nicht hinreichend begründet.\r\nSie unterschätzt den tatsächlichen Beitrag moderner Speichertechnologien zur Versorgungssicherheit\r\nund verschlechtert unmittelbar deren Wettbewerbsposition in der Ausschreibung. Denn ein niedriger\r\nReduktionsfaktor bedeutet nicht nur eine geringere vergütungsfähige Leistung, sondern erhöht zugleich\r\nden erforderlichen Anlagenzubau je vergütetem Megawatt. Damit werden Speicher wirtschaftlich\r\ndoppelt belastet: Sie müssen mehr technische Leistung und Energiekapazität errichten, erhalten aber\r\neine deutlich geringere anrechenbare Leistung.\r\nNicht sachgerecht ist zudem, dass die Reduktionsfaktoren bei zwölf Stunden enden. Für\r\nSpeichertechnologien mit 13, 15, 24 oder deutlich mehr Stunden Höchsterbringungsdauer sieht der\r\nEntwurf keinen eigenen Reduktionsfaktor vor. Damit werden gerade Langzeitspeicher, die das\r\nLangzeitkriterium deutlich übererfüllen und für längere Knappheitssituationen besonders relevant sein\r\nkönnen, nicht angemessen bewertet. Viele Pumpspeicher, die heute im Markt sind, könnten diese\r\nKriterien bereits erfüllen.\r\nDer BVES empfiehlt daher, Anlage 4 um zusätzliche Reduktionsfaktoren für längere Speicherzeiträume\r\nzu ergänzen, mindestens für 15 Stunden sowie perspektivisch für 24 Stunden und darüber hinaus.\r\nAlternativ sollte die Bundesnetzagentur ermächtigt werden, für Speicher mit nachgewiesen höherer\r\nHöchsterbringungsdauer sachgerechte Reduktionsfaktoren festzulegen.\r\nAuch Anlagenkombinationen sollten stärker berücksichtigt werden. Gerade die Kombination aus\r\nerneuerbarer Erzeugung und Speicher kann einen planbaren, steuerbaren und systemdienlichen Beitrag\r\nzur Versorgungssicherheit leisten.\r\nIm europäischen Vergleich ist zudem auffällig, dass etablierte Kapazitätsmärkte Reduktionsfaktoren\r\nregelmäßig methodisch modellieren, veröffentlichen und aktualisieren. In Großbritannien und in Belgien\r\nwerden Reduktionsfaktoren über Studien hergeleitet und nicht gesetzlich festgelegt. Die Praxis hat dort\r\ngezeigt, dass Stromspeicher einen Beitrag zur Versorgungssicherheit liefern sollen und können.\r\nEntsprechend bewerten insbesondere Belgien und Großbritannien höhere De-Rating Faktoren für\r\nBVES e.V. | Stellungnahme StromVKG, Mai 2026 13\r\nStromspeicher. Bereits ab 7,5 Stunden leisten sie mit Kraftwerken vergleichbare Beiträge zur\r\nVersorgungssicherheit.\r\nAus Sicht des BVES sollten die Reduktionsfaktoren für Speicher auch für die Langzeitausschreibungen\r\ndeshalb nicht gesetzlich festgeschrieben werden. Sie sollten transparent, stakeholdergestützt und auf\r\nGrundlage statistischer Modellierung bestimmt werden. Zentrale Annahmen, insbesondere zu\r\nDunkelflauten, Wiederauflademöglichkeiten, technischen Nichtverfügbarkeiten, Wirkungsgraden und\r\nVerfügbarkeit in Stressstunden, sollten veröffentlicht werden. Nur so kann nachvollzogen werden, ob\r\ndie Faktoren den tatsächlichen Beitrag von Speichern zur Versorgungssicherheit sachgerecht abbilden.\r\n3.4 ANMERKUNGEN ZU ABSCHNITT 7 - ZUSCHLAG\r\n3.4.1 § 50 – ZUSCHLAGSVERFAHREN (SÜDBONUS)\r\nIn § 50 Abs. 5 wird ein regionaler Zuschlag für den netztechnischen Süden vorgesehen. Der Entwurf\r\nknüpft den regionalen Zuschlag jedoch ausdrücklich nur an „Kraftwerke“ und damit an Anlagen mit\r\nBrennstoffen an. Gebote zur Bereitstellung von Kapazität durch andere Erzeugungsanlagen,\r\ninsbesondere Stromspeicher, werden hiervon nicht erfasst.\r\nDamit ist der sogenannte „Südbonus“ nicht technologieoffen ausgestaltet. Ein Speicher im\r\nnetztechnischen Süden kann für Versorgungssicherheit, Systemstabilität und Netzentlastung\r\ndenselben Beitrag leisten wie ein brennstoffbasiertes Kraftwerk. Aus BVES-Sicht ist eine\r\nUnterscheidung hier nicht EU-Rechtskonform.\r\nDer BVES empfiehlt, § 50 Abs. 5 StromVKG technologieoffen zu fassen und den Begriff „Kraftwerke“\r\ndurch „Erzeugungsanlagen“ zu ersetzen.\r\n3.4.2 §§58-62 – ÜBERTRAGBARKEIT DER KAPAZITÄTSVERPFLICHTUNG\r\nIn §§ 58–62 ist die Übertragbarkeit der Kapazitätsverpflichtung geregelt. Aus BVES Sicht ist diese zu\r\nrestriktiv. Die Handelbarkeit von Kapazitätsverpflichtungen und damit die Flexibilität des Mechanismus\r\nerhöht. Die konkrete Ausgestaltung beschränkt die Übertragung jedoch erheblich. Nach § 58 ist eine\r\nÜbertragung nur für den gesamten verbleibenden Verpflichtungszeitraum und frühestens ab dem\r\nnächsten Verpflichtungsjahr möglich. Zudem muss der Antrag nach § 62 Abs. 3 spätestens zwei\r\nMonate vor Beginn eines Verpflichtungsjahres gestellt werden.\r\nDamit entsteht kein liquider Sekundärmarkt, sondern lediglich ein sehr langfristiger und bürokratischer\r\nMechanismus. Für die praktische Absicherung von Verfügbarkeitsrisiken ist dies nicht ausreichend.\r\nKapazitätsverpflichtete müssen in der Lage sein, Verpflichtungen auch kurzfristig abzusichern oder\r\ntemporär zu übertragen, etwa bei ungeplanten Nichtverfügbarkeiten, Wartungen, Lieferverzögerungen\r\noder veränderten Marktbedingungen.\r\nBVES e.V. | Stellungnahme StromVKG, Mai 2026 14\r\nAus Sicht des BVES sollte der Sekundärmarkt daher deutlich flexibler ausgestaltet werden und nicht\r\ntechnologiegebunden sein. Neben der Übertragung für die gesamte Restlaufzeit sollten auch\r\nunterjährige, monatsweise, tageweise und andere Produkte ermöglicht werden. Für kurzfristige\r\nAbsicherungsgeschäfte sollte eine Übertragung grundsätzlich bis spätestens eine Stunde vor der DayAhead-Auktion für den jeweiligen Liefertag möglich sein. Die Versorgungssicherheit wird dadurch nicht\r\ngeschwächt, sondern gestärkt, weil verfügbare Kapazitäten effizienter genutzt und Ausfallrisiken\r\nmarktlich abgesichert werden können.\r\n3.5 ANMERKUNGEN ZU ABSCHNITT 10 –\r\nZAHLUNGSANSPRÜCHE UND ZAHLUNGSVERPFLICHTUNGEN\r\n3.5.1 § 81 - PREISSPITZENAUSGLEICH\r\n§ 81 sorgt dafür, dass Kapazitätsanbieter bei sehr hohen Strompreisen Erlöse oberhalb eines\r\nfestgelegten Schwellenwerts wieder zurückzahlen müssen. Kritisch ist jedoch, dass die konkrete\r\nAusgestaltung vollständig an der Kostenlogik einer offenen Gasturbine ausgerichtet ist. Wie Speicher\r\nim Markt eingesetzt werden, kann damit nicht sachgerecht abgebildet werden.\r\nNach dem Entwurf entsteht die Zahlungspflicht in jeder Viertelstunde, in der der Spotmarktpreis den\r\nAusübungspreis übersteigt, unabhängig davon, ob die Anlage tatsächlich Strom erzeugt. Die Höhe\r\nergibt sich aus der gebotenen reduzierten Leistung multipliziert mit der Differenz zwischen\r\nSpotmarktpreis und Ausübungspreis.\r\nDer Ausübungspreis wird nach Anlage 7 anhand der variablen Kosten einer offenen Gasturbine im\r\nErdgasbetrieb berechnet. Diese Systematik passt für brennstoffbasierte Erzeugung, aber nicht für\r\nStromspeicher. Ihre Einsatzschwelle ergibt sich vielmehr aus den Kosten des Ladestroms,\r\nWirkungsgradverlusten, gegebenenfalls Zykluskosten sowie dem verfügbaren Marktspread. Ein\r\neinheitlich gasbasierter Strike Price kann daher bei Speichern zu Abschöpfungen fiktiver Erlöse führen,\r\ndie in der konkreten Betriebssituation gar nicht erzielt werden konnten.\r\nDies gilt insbesondere, wenn Speicher vor oder während Knappheitsphasen nur zu hohen Preisen laden\r\nkönnen oder aufgrund des Ladezustands nicht in jeder Hochpreisviertelstunde vollständig einspeisen.\r\nWird dennoch auf Basis der reduzierten Leistung abgeschöpft, unabhängig vom tatsächlichen Betrieb,\r\nentsteht ein erhebliches Erlös- und Finanzierungsrisiko. Dies kann die Teilnahme von Speichern an den\r\nAusschreibungen deutlich unattraktiver machen und muss im Gebotswert eingepreist werden. Das Ziel\r\neiner kosteneffizienten Beschaffung gesicherter Leistung würde dadurch geschwächt.\r\nZugleich zeigt der Preisspitzenausgleich, dass eine zusätzliche starre Wiedererbringungspflicht\r\ninnerhalb einer Stunde nicht erforderlich ist. Der Mechanismus setzt bereits einen starken\r\nwirtschaftlichen Anreiz, in Hochpreis- und Knappheitsphasen verfügbar zu sein und sich durch Ladeund Einsatzstrategien entsprechend vorzubereiten. Eine zusätzliche technische Pflicht zur jederzeitigen\r\nWiedererbringung binnen einer Stunde führt daher zu einer Doppelbelastung von Speichern, ohne\r\nerkennbaren zusätzlichen Nutzen für die Versorgungssicherheit.\r\nBVES e.V. | Stellungnahme StromVKG, Mai 2026 15\r\nDer BVES empfiehlt daher, den Preisspitzenausgleich für Speicher angepasst auszugestalten. Entweder\r\nsollte der Ausübungspreis für Speicher um eine andere auf Speicher angepasste Logik ergänzt werden,\r\noder es sollte zumindest sichergestellt werden, dass Speicher für Erlöse in Anspruch genommen\r\nwerden, die tatsächlich nicht realisierbar waren.\r\n-,-"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-05-12"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024737","regulatoryProjectTitle":"Erhalt der Privilegierung Batteriespeicher im Außenbereich","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d2/1b/746192/Stellungnahme-Gutachten-SG2606020009.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":"Bundesverband Energiespeichersysteme e. V. \r\nPrinzenstraße 34, 10969 Berlin \r\n02.06.2026 \r\nPOLICY BRIEF: \r\nPAUSCHALE \r\nBAUGB \r\nG\r\nMINDESTABSTÄNDE \r\nI\r\nM § 35 ABS. 1 NR. 12 \r\nEFÄHRDEN DEN AUSBAU NOTWENDIGER \r\nENERGIEINFRASTRUKTUR \r\nDer Bundesverband Energiespeicher Systeme e.V. (BVES) begrüßt ausdrücklich, dass der im \r\nReferentenentwurf zur BauGB-Novelle vorgesehene pauschale Mindestabstand zu Umspannwerken, \r\nder die Privilegierung von Batteriespeichern nach § 35 Abs. 1 Nr. 12 BauGB erheblich eingeschränkt \r\nhätte, im Kabinettsentwurf nicht übernommen wurde. Mit Blick auf das weitere parlamentarische \r\nVerfahren, insbesondere die erneute Einbringung über eine Formulierungshilfe, möchten wir darauf \r\nhinweisen, dass eine Einführung solcher pauschalen Abstandsregelungen erhebliche praktische, \r\nwirtschaftliche und planungsrechtliche Probleme verursachen würde, ohne einen entsprechenden \r\nMehrwert zu schaffen. \r\nDie Kritik an pauschalen Mindestabständen wird, wie aus den Stellungnahmen im \r\nKonsultationsverfahren ersichtlich, von weiten Teilen der Energiewirtschaft geteilt. Insbesondere ein \r\npauschaler Abstand von 100 Metern wird von zahlreichen Akteuren als nicht sachgerecht \r\nangesehen, da er unabhängig von den tatsächlichen örtlichen Gegebenheiten wirken würde. \r\nPauschale Mindestabstände lösen keine tatsächlichen Planungsprobleme \r\nDie Diskussion um Mindestabstände basiert auf der Fehlannahme, dass Flächen für \r\nUmspannwerkserweiterungen pauschal freigehalten werden müssten. In der Praxis bestehen hierfür \r\njedoch bereits wirksame Instrumente. Netzbetreiber sichern notwendige Erweiterungsflächen \r\nfrühzeitig über Netzplanung, Grundstückssicherung und Planungsverfahren ab. Projektentwickler \r\nstehen zudem regelmäßig im direkten Austausch mit Netzbetreibern und vermeiden Flächen, die für \r\nkonkrete Erweiterungen benötigt werden. \r\nEin pauschaler Mindestabstand würde zudem auch zahlreiche Fälle erfassen, in denen \r\nErweiterungen tatsächlich ausgeschlossen sind oder aus technischen Gründen gar nicht in Betracht \r\nkommen. Dies betrifft beispielsweise Flächen, die durch Straßen, Topografie oder bestehende \r\nInfrastruktur ohnehin nicht für Erweiterungen nutzbar sind. \r\nStarre Metergrenzen widersprechen der Planungspraxis \r\nDie Gegebenheiten vor Ort unterscheiden sich erheblich. Umspannwerke werden nicht in alle \r\nRichtungen erweitert, sondern in der Regel nur entlang bestimmter technischer Strukturen. Ein \r\npauschaler Abstand von beispielsweise 100 Metern würde daher häufig Flächen blockieren, ohne \r\ndass hierfür ein sachlicher Bedarf besteht. \r\nBesonders problematisch ist zudem, dass pauschale Abstandsregelungen nach ihrer bisherigen \r\nAusgestaltung selbst dann gelten würden, wenn Speicherbetreiber eigene Umspannwerke oder \r\nKraftwerke errichten. Betreiber müssten damit faktisch Abstand zu ihrer eigenen Infrastruktur halten, \r\nobwohl gerade dort keine Flächenkonkurrenz besteht und integrierte Planungen ausdrücklich gewollt \r\nsind. Dies würde zu sachlich nicht begründbaren Flächenverlusten führen und effiziente \r\nInfrastrukturkonzepte unnötig erschweren. \r\nSpeicherzubau wird bereits ausreichend gesteuert \r\nEine zusätzliche Einschränkung im Baugesetzbuch ist auch deshalb nicht erforderlich, weil \r\nBatteriespeicher bereits heute umfassenden technischen und regulatorischen Prüfungen \r\nunterliegen. Über Netzanschlussverfahren und Netzverträglichkeitsprüfungen wird sichergestellt, \r\ndass Speicher nur dort errichtet werden können, wo ausreichende Netzkapazitäten vorhanden sind. \r\nDamit besteht bereits eine faktische räumliche Steuerung des Speicherzubaus. Zusätzliche \r\npauschale Abstandsregelungen würden keinen zusätzlichen netztechnischen Nutzen schaffen, \r\nsondern ausschließlich den verfügbaren Flächenrahmen weiter verengen. \r\nInvestitions- und Planungssicherheit nicht erneut gefährden \r\nDie Regelungen zur Privilegierung von Energiespeichern wurden erst kürzlich angepasst. Zahlreiche \r\nProjekte wurden daraufhin neu geplant, Flächen gesichert und Investitionsentscheidungen \r\nvorbereitet. Eine erneute Änderung im laufenden Ausbauprozess würde erhebliche Unsicherheiten \r\nerzeugen und bereits fortgeschrittene Projekte gefährden. \r\nFür Investitionen in Energieinfrastruktur sind verlässliche regulatorische Rahmenbedingungen \r\nentscheidend. Wiederholte kurzfristige Änderungen erschweren nicht nur die Projektentwicklung, \r\nsondern beeinträchtigen auch die Wahrnehmung Deutschlands als planbarer Investitionsstandort. \r\nFlexible Lösungen ermöglichen sachgerechte Entscheidungen \r\nSollte weiterer Regelungsbedarf gesehen werden, sollte dieser nicht über starre Metergrenzen \r\nerfolgen. Der etablierte baurechtliche Ansatz der „räumlichen Nähe“ bietet die Möglichkeit, konkrete \r\nörtliche Gegebenheiten sachgerecht zu berücksichtigen und Einzelfalllösungen zu ermöglichen. \r\nDamit können sowohl die Interessen der Netzbetreiber als auch die Anforderungen an den Ausbau \r\nvon Energiespeichern berücksichtigt werden, ohne unnötig Flächen zu blockieren oder integrierte \r\nInfrastrukturprojekte zu erschweren. \r\nFazit \r\nPauschale Mindestabstände würden erhebliche praktische Probleme verursachen, ohne bestehende \r\nPlanungsinstrumente sinnvoll zu ergänzen. Sie würden Flächen unnötig einschränken, integrierte \r\nInfrastrukturplanungen erschweren und neue Unsicherheiten für Kommunen, Netzbetreiber und \r\nInvestoren schaffen. \r\nDer BVES bittet daher die Abgeordneten des Deutschen Bundestages, im weiteren parlamentarischen \r\nVerfahren auf pauschale Mindestabstände zu verzichten und stattdessen praxistaugliche, flexible und \r\neinzelfallgerechte Lösungen zu ermöglichen. \r\nKontakt: Isabella Weiss \r\nTel. +49 30 54610 637 / +49 172 135 58 88, i.weiss@bves.de, www.bves.de \r\nPräsidium   \r\nThomas Speidel (Präsident), ADS-TEC ENERGY GmbH   \r\nDr.-Ing. Britta Buchholz, HITACHI ENERGY GERMANY GmbH  \r\nHeinrich Gärtner, GP JOULE GmbH  \r\nDr. Susanne König, KRAFTBLOCK GmbH  \r\nBodo Meyer, SCHLUCHSEEWERK AG  \r\nAndreas Goertz, ROLLS ROYCE SOLUTIONS GmbH  \r\nUrban Windelen (Bundesgeschäftsführer)  \r\nSitz Berlin, Amtsgericht Charlottenburg, VR 32260 B  \r\nUSt-IdNr. DE288358025  \r\nLobbyregister deutscher Bundestag R002833  \r\nEU-Transparenzregister 028362550210-63  "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-06-02"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024737","regulatoryProjectTitle":"Erhalt der Privilegierung Batteriespeicher im Außenbereich","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/2c/35/746194/Stellungnahme-Gutachten-SG2606020010.pdf","pdfPageCount":12,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"BVES \r\nSTELLUNGNAHME \r\nZUM \r\nREFERENTENENTWURF EINES \r\nGESETZES ZUR MODERNISIERUNG \r\nDES STÄDTEBAU- \r\nRAUMORDNU\r\nN\r\nG\r\nUND \r\nSRECHTS \r\nAPRIL 2026 \r\n \r\n \r\n \r\nBVES e.V. | Stellungnahme BauGB-Novelle 2026 2 \r\nINHALT \r\n1. Executive Summary .................................................................................................... 3 \r\n2. Einleitung ................................................................................................................... 4 \r\n3. Anmerkungen zu § 35 BauGB ..................................................................................... 4 \r\n3.1 Anmerkungen zu § 35 Abs. 1 Nr. 12 BauGB 4 \r\n3.1.1 Bestehende Planungen wären betroffen 4 \r\n3.1.2 Verstoẞ gegen das Bündelungsprinzip 5 \r\n3.1.3 Abstand zu Kraftwerken 5 \r\n3.1.4 Abstand zu betreibereigenen Umspannwerken 5 \r\n3.1.5 Einzelfallgerechtigkeit 5 \r\n3.1.6 Umspannwerkserweiterungen sind häufig kleiner 6 \r\n3.1.7 Kleinere Flächenauswahl als Nachteil für Naturschutz 6 \r\n3.1.8 Flächensicherungsinstrumente der Netzbetreiber 6 \r\n3.1.9 Verunsicherung der Gemeinden 7 \r\n3.1.10 Verunsicherung der Branche und Investoren 7 \r\n3.1.11 Weitere Punkte zur Klärung 7 \r\n3.1.12 Alternativvorschlag 9 \r\n3.2 Anmerkungen zu § 35 Abs. 1 Nr. 11 BauGB 10 \r\n3.3 Anmerkungen zu § 35 Abs. 1 Nr. 13 BauGB 10 \r\n3.4 Anmerkungen zu § 35 Abs. 1a BauGB 10 \r\n3.5 Anmerkungen zu § 35 Abs. 2 BauGB 10 \r\n4. Speicher und Windenergie ........................................................................................ 11 \r\n5. Anmerkungen zur BauNVO ....................................................................................... 12 \r\n6. Anmerkungen zum Inkrafttreten ............................................................................... 12 \r\n \r\n \r\n \r\n  \r\n1. \r\nEXECUTIVE SUMMARY \r\nDer vorliegende Referentenentwurf zur Änderung des § 35 Abs. 1 Nr. 12 BauGB wird in seiner aktuellen \r\nAusgestaltung kritisch bewertet. Er bietet keinen hinreichenden Interessenausgleich und wir empfehlen \r\nvon einer erneuten Einschränkung abzusehen. \r\nInmitten einer geopolitischen Lage, die zeigt wie verwundbar und fragil das deutsche Energiesystem ist, \r\nsollen mit diesem Referentenentwurf weitere Unsicherheiten für notwendige Technologien geschaffen \r\nwerden.  \r\nEnergiespeicher jeglicher Art machen die Energieversorgung Deutschlands resilienter und \r\nunabhängiger. Sie sichern nicht nur die Stabilität des Stromnetzes, sondern auch jährlich 5 Milliarden \r\nEuro an Kosteneinsparungen, indem sie Stromkosten senken und Redispatchkosten vermeiden, die \r\nAufwendungen für EEG-Ausgaben aus dem Staatshaushalt senken und erheblich zur \r\nVersorgungssicherheit beitragen. Sie brauchen aber Umsetzungsfläche, diese nun mittels \r\nAbstandsgebot erneut zu reduzieren, steht dem Flexibilitäts-Bedürfnis im Energiesystem entgegen. \r\nObwohl erst kürzlich das gesetzgeberische Signal zur Verknüpfung von Energieinfrastruktur und \r\nEnergiespeichern im § 35 Abs. 1 Nr. 12 BauGB gesetzt wurde, soll dies nun wieder entwertet werden. \r\nEin erneuter regulatorischer Impuls beeinträchtige nun die Investitionssicherheit in Deutschland \r\ninsgesamt und schwäche den Ruf des Landes als verlässlichen Wirtschaftsstandort. International \r\nagierende Investoren, die in den Ausbau erneuerbarer Energien und Energiespeicherung investieren \r\nwollen, suchen verlässliche und stabile regulatorische Rahmenbedingungen. Wenn Deutschland \r\ndiesen Rahmen nicht bietet, riskieren wir, dass Investitionen in den Energiesektor und darüber hinaus in \r\nandere zukunftsweisende Technologien abwandern.  \r\nEs ist daher von größter wirtschaftlicher Bedeutung, dass die Politik bei weiteren Einschränkungen des \r\nBauGB Zurückhaltung übt. Statt zusätzliche regulatorische Hürden aufzubauen, sollte der Fokus darauf \r\nliegen, ein stabiles, klares und zukunftsfähiges regulatorisches Umfeld zu schaffen, das Investitionen in \r\nnötige Energiespeicher und andere nachhaltige Technologien fördert. Nur so kann Deutschland nicht \r\nnur seine Energieversorgung resilienter und unabhängiger gestalten, sondern auch seine wirtschaftliche \r\nZukunft sichern und seine Rolle als führender Wirtschaftsstandort festigen. \r\nWeiterhin ist anzumerken, dass es keine weitere Änderung des Baugesetzbuchs, insbesondere keiner \r\nAnpassung der Privilegierung von Batteriespeichern in § 35 Abs. 1 Nr. 12 BauGB bedarf, um eine \r\nLenkungswirkung für den Zubau von Batteriespeicher zu etablieren. Batteriespeicher werden bereits \r\ndurch bestehende Verfahrensschritte ausreichend gelenkt. So wird beispielsweise durch die \r\nverpflichtende Netzverträglichkeitsprüfungen im Netzanschlussverfahren sichergestellt, dass \r\nBatteriespeicher nur gebaut werden können, wo sie mit den Netzkapazitäten vereinbar sind. Diese \r\nVerfahren führen faktisch zu einer räumlichen Steuerung des Zubaus, da eine enge Abstimmung mit \r\ndem Netzbetreiber erforderlich ist. Zusätzliche regulatorische Einschränkungen erscheinen daher nicht \r\nerforderlich und könnten vielmehr zu Verzögerungen der dringend benötigten Flexibilität und Resilienz \r\nführen. \r\nUm verlässliche und stabile regulatorische Rahmenbedingungen zu bieten, sehen wir als einzige Option \r\ndie Änderung der starren Metergrenzen zur baurechtlich üblichen und etablierten „räumlichen Nähe“. So \r\nwären alle Akteure vor Ort flexibler und Diskussionen, um konkrete Erweiterungen im Einzelfall zu \r\nklären. \r\n3 \r\nBVES e.V. | Stellungnahme BauGB-Novelle 2026 \r\n2. \r\nEINLEITUNG \r\nWir danken dem Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB) für die \r\nMöglichkeit Stellung zu nehmen. \r\nGrundsätzlich ist eine Änderung von baurechtlichen Themen zu begrüßen. Im Rahmen des  \r\n§ 35 Abs. 1 BauGB führe dies aber zu der dritten Änderung innerhalb von wenigen Monaten. Für \r\nverlässliche Investitionsentscheidungen braucht es Stabilität und Einheitlichkeit der gesetzlichen \r\nVorschriften. Diese sehen wir durch den vorliegenden Referentenentwurf gefährdet.  \r\nAm § 35 Abs. 1 BauGB hängen derzeit Milliardeninvestitionen in nötige Energieinfrastruktur. Eine \r\nVerengung würde den Ausbau dringend benötigter Flexibilität im Energiesektor dermaßen erschüttern, \r\ndass viele betroffen Energiespeicherprojekte abgesagt würden. \r\nZur Lösung eines möglichen Flächenkonfliktes braucht es eine Erweiterung der Möglichkeiten für alle \r\nBeteiligten, gerne auch mit Hilfe einer einzelfallgerechten Ausgestaltung. Ein Abstandsgebot, wie das \r\nVorgeschlagene, wäre ein Novum im Baurecht und ist zu vermeiden. \r\nWir empfehlen grundsätzlich von einer Einschränkung im § 35 Abs. 1 Nr. 12 BauGB abzusehen. Falls \r\neine Änderung notwendig erscheint, geben wir einen interessengerechten Gegenvorschlag. \r\n3. \r\nANMERKUNGEN ZU § 35 BAUGB \r\n3.1 ANMERKUNGEN ZU § 35 ABS. 1 NR. 12 BAUGB \r\nIm Referentenentwurf wird die Einführung eines Mindestabstandes von bis zu 100 Meter gefordert bzw. \r\nvorgeschlagen. Dieser Vorschlag ist aufgrund mehrerer Gründe nicht interessengerecht und zieht \r\netliche ungewollte Folgen nach sich. Viele dieser Auswirkungen scheinen aus unserer Sicht für diesen \r\nVorschlag noch nicht bedacht worden zu sein. \r\n3.1.1 BESTEHENDE PLANUNGEN WÄREN BETROFFEN \r\nAufgrund der erst kürzlichen Änderungen am BauGB im Dezember 2026 wurden etliche Planungen \r\nräumlich verschoben und entsprechend dem gesetzgeberischen Willen aus Dezember 2025 verlegt. \r\nZudem sind etliche Projekte im engen Austausch mit Netzbetreibern und kriegen eine Versicherung, \r\ndass auf geplanten Flächen keine Umspannwerkserweiterung stattfinden wird. In diesen Fällen wollen \r\nalle Beteiligten dieses Projekt umsetzen, dennoch könnte es nun mit Einführung des Mindestabstandes \r\nam vorgeschlagenen Mindestabstand und somit am Baurecht scheitern. Diese Schilderung betrifft \r\nhunderte Projekte deutschlandweit, folglich mehrere Gigawatt geplanter und benötigter \r\nEnergiespeicherprojekte.  \r\n4 \r\nBVES e.V. | Stellungnahme BauGB-Novelle 2026 \r\n3.1.2 VERSTOẞ GEGEN DAS BÜNDELUNGSPRINZIP \r\nEine Grundidee im deutschen Bauplanungsrecht ist die Bündelung ähnlicher Strukturen. Ein \r\nMindestabstand wäre ein Novum im BauGB. Einen zwingenden Abstand zu forcieren, wird in vielen \r\nFällen zu ungenutzten Flächen im Zwischenraum führen. Freihaltungen sollten per se nur existieren, \r\nwenn sie nötig sind und geboten scheinen. In vielen Fällen führt der 100 Meter Abstand schlicht zu \r\nfreizuhaltenden Flächen ohne Mehrwert. Ein zwingender Abstand von 100 Metern würde außerdem die \r\nBündelung gleicher Strukturen untergraben. Die vorgeschlagene Umsetzung scheint somit \r\nunverhältnismäßig. \r\n3.1.3 ABSTAND ZU KRAFTWERKEN \r\nDie derzeitige Formulierung würde zu einer Geltung des Abstandes auch gegenüber Kraftwerken \r\nführen. Dies scheint insbesondere mit Blick auf die vorliegende Gesetzesbegründung nicht gewollt zu \r\nsein. Ein Abstand zu Kraftwerken ist nicht interessengerecht und somit zu vermeiden. Wir empfehlen \r\neine Korrektur und eine Klarstellung, was mit Kraftwerken gemeint sei. \r\n3.1.4 ABSTAND ZU BETREIBEREIGENEN UMSPANNWERKEN \r\nDie Einführung eines Mindestabstandes würde für weitere Bestandsanalgen zu einem Problem führen. \r\nEnergiespeicher müssten ebenfalls zu allen anderen Arten von Umspannwerken 100 Meter Abstand \r\nhalten. Das umfasst die eigenen Umspannwerke, als auch die Umspannwerke von EE-Betreibern. \r\nGerade in der Nähe größerer Wind- und Solarparks mit eigenen Umspannwerken werden so unnötig \r\nProjekte verhindert, die flächensparsam geplant werden könnten. Ein Mindestabstand zu \r\nbetreibereigenen Umspannwerken sollte daher dringendst durch Klarstellung ausgeschlossen werden.  \r\nViele Betreiber von volatilen Erzeugungsanlagen planen Energiespeicher an ihren eigenen \r\nUmspannwerken, hier scheint bisher vielen die Variante in § 35 Abs. 1 Nr. 11 BauGB zu unsicher, daher \r\nwird auf § 35 Abs. 1 Nr. 12 BauGB zurückgegriffen. Doch nun wäre auch diese Projektplanung aufgrund \r\ngeplanter Änderung schwieriger. \r\nIm derzeitigen § 35 Abs. 1 Nr. 12 BauGB behindert die Regelung in ihrer Ausführung mit Beginn der \r\nPrivilegierung ab der Grundstücksgrenze weitere flächensparende Planungen, da bereits ein \r\nMindestabstand aufgrund der Flurstücksgrenzen besteht. Ein Energiespeicher darf eben nicht noch \r\nnäher an die Anlage, obwohl Flächen vorhanden sind und nicht anderweitig genutzt werden können. \r\nInsofern sollte generell von einer Formulierung zu Grundstücksgrenzen Abstand genommen werden. \r\nEine anlagenbezogene Formulierung würde viele Unsicherheiten bereinigen. \r\n3.1.5 EINZELFALLGERECHTIGKEIT \r\nDer vorgeschlagene Mindestabstand trifft auch alle Fälle, in denen keine Erweiterung des \r\nUmspannwerks geplant ist oder bei denen gemäß europäischen Vorgaben keine weitere \r\nLeistungserweiterung möglich ist. Der Mindestabstand würde sogar greifen, wenn die Netzbetreiber \r\nbereits eine Erweiterung ausgeschlossen haben und Projektentwicklern explizit erlaubt haben dort \r\neinen Energiespeicher zu errichten. Diese Flächen, welche sowieso nicht für Erweiterungen benötigt \r\nwerden würden, würden nun mit einem Mindestabstand belegt, sodass eine Projektenwicklung \r\nunmöglich gemacht wird. Und das, obwohl die rechtliche Regelung hier ins Leere läuft. \r\n5 \r\nBVES e.V. | Stellungnahme BauGB-Novelle 2026 \r\nWeiterhin trifft der Mindestabstand auch auf Flächen, die aufgrund der Gegebenheiten vor Ort nicht \r\nnutzbar wären für eine Umspannswerkserweiterung. Beispielsweise wären Flächen betroffen, die \r\naufgrund einer Straße vom Umspannwerk getrennt sind, sodass eine Umspannwerkserweiterung in \r\ndiese Richtung unmöglich ist. Trotzdem dürften Batteriespeicher auf der anderen Seite der Straße \r\naufgrund des Pauschalabstands nicht bauen. \r\nDarüber hinaus sind Umspannwerkserweiterungen häufig in Richtung der Sammelschiene geplant. \r\nDiese verläuft immer in längs zwei Richtungen, daher ist ein Pauschalabstand in die verbleibenden \r\nbeiden Richtungen nicht sachgemäß, sondern erhöht den Druck für übrige Flächen. \r\n3.1.6 UMSPANNWERKSERWEITERUNGEN SIND HÄUFIG KLEINER \r\nUmspannwerke im Bereich der Mittelspannung und Hochspannung sind häufig nicht sehr groß. Selbst \r\nein Neubau eines Umspannwerks bräuchte nicht den vollen Mindestabstand von 100 Metern. Selbst auf \r\nEbene der Übertragungsnetzbetreiber braucht es häufig keine 100 Meter Flächenbedarf, erst recht nicht \r\nin alle Richtungen gleichzeitig, da Umspannwerke immer nur in zwei Richtungen erweitert werden. Der \r\nErweiterungsradius ist meistens viel kleiner als 100 Meter, daher ist der Mindestabstand nicht \r\nangemessen.  \r\n3.1.7 KLEINERE FLÄCHENAUSWAHL ALS NACHTEIL FÜR NATURSCHUTZ \r\nDurch Verkleinerung der möglichen Flächen werden immer weniger Alternativflächen für den Bau von \r\nEnergiespeichern zugänglich. Der Pauschalabstand würde dazu führen, dass Flächen, die für die \r\nLandwirtschaft wenig Potenzial bieten nicht effizient von Energiespeichern genutzt werden könnten, \r\nsondern nur noch Flächen im Rahmen des Radius zur Verfügung ständen. Dies würde eine effiziente \r\nFlächennutzung blockieren und kann nicht Ziel eines solchen Abstandes sein. \r\n3.1.8 FLÄCHENSICHERUNGSINSTRUMENTE DER NETZBETREIBER \r\nNetzbetreiber sind durch zahlreiche Mittel in der Lage ihre Erweiterungen frühzeitig abzusichern, sich \r\nFlächen zu sichern und anderweitige Planungen unmöglich zu machen. Eines davon ist die \r\nPlanfeststellung von Stromleitungen und dazugehöriger Umspannwerke. Netzbetreiber dürfen über \r\nPlanfeststellung ihre Netzplanung weit im Voraus sichern. Darüber hinaus sind neben \r\nVeränderungssperren sogar Enteignungen möglich. Aus diesen Gründen bauen Projektentwickler gar \r\nnicht erst auf Erweiterungsflächen, sondern meiden sie bewusst. Viele stehen im aktiven Austausch, \r\num entsprechende Flächen zu vermeiden. \r\nAußerdem wissen Flächeninhaber und Verpächter zumeist schon Jahre im Voraus von \r\nErweiterungsabsichten der Netzbetreiber und sehen von anderweitiger Verpachtung ab. Aus diesen \r\nGründen gibt es kein Bedürfnis dies im Bauplanungsrecht zu regeln. Die bereits bestehenden \r\nRegelungen sind zweckdienlich, ein Mindestabstand ist somit nicht angemessen. \r\n6 \r\nBVES e.V. | Stellungnahme BauGB-Novelle 2026 \r\n3.1.9 VERUNSICHERUNG DER GEMEINDEN  \r\nNach zahlreichen Änderungen ist Gemeinden und Genehmigungsbehörden immer häufiger unklar, was \r\nim Rahmen des § 35 BauGB geplant ist und wohin Energiespeicher gebaut werden sollen. Das geht so \r\nweit, dass viele Gemeinden derzeit generell von Bebauungsplänen absehen, mit dem Verweis auf die \r\nderzeit bestehende Privilegierung. Gemeinden beobachten ganz genau, was der Gesetzgeber plant, und \r\nwünschen sich klare und eindeutige Signale. Derzeit hinken viele Gemeinden allerdings noch mit der \r\nEinarbeitung der letzten Privilegierung von Ende 2025 nach. Hier nun eine neue, nahezu inhaltslose \r\nPrivilegierung zu schaffen, könnte den Speicherausbau komplett abwürgen. Gemeinden lehnen \r\nBebauungspläne ab und verweisen neue Projekte auf die Privilegierung. Diese wäre mit vorliegendem \r\nVorschlag nahezu inhaltlos, da in übrigen Flächen kaum Projekte umsetzen lassen. In einem \r\nwachsenden Industriezweig wie der Speicherbranche würde dies als klares politisches Signal gegen \r\nSpeicher verstanden und Investitionen abgezogen werden. \r\n3.1.10  VERUNSICHERUNG DER BRANCHE UND INVESTOREN \r\nAuch die Branche und die Investoren wissen nicht mehr, ob der Gesetzgeber überhaupt hinter \r\nEnergiespeichern steht. Nach zahlreichem Hin und Her ist seit Dezember Ruhe eingekehrt. Mit einer \r\nweiteren Änderung ist nun die Planungs- und damit die Investitionssicherheit gefährdet. Gerade, weil in \r\ndem Bereich des Mindestabstands bereits Planungen aufgenommen wurden, wäre eine erneute \r\nÄnderung mit einem deutlichen Investitionsabbruch verbunden. Konkret stehen Milliarden Euro an \r\nInvestitionen im Raum, die aufgrund dieser Änderung zurückgezogen werden würden. Damit \r\nverschlechtert sich auch der Ruf des Investitionsstandorts Deutschland erneut. \r\n3.1.11   WEITERE PUNKTE ZUR KLÄRUNG \r\nWenn bereits Änderungen am § 35 BauGB vorgenommen werden, sollten aus unserer Sicht auch die \r\nbestehenden Unklarheiten in folgenden Punkten im Rahmen des § 35 Abs. 1 Nr. 12 BauGB angegangen \r\nwerden. \r\n1. Umspannwerksrichtungen \r\nDie Beschreibung von gemeinten Umspannwerken („von Höchstspannung zu Hochspannung oder von \r\nHochspannung zu Mittelspannung“) ist umständlich. Wenn Umspannwerke oberhalb der \r\nMittelspannung gemeint sind, wäre „Umspannwerke oberhalb der Mittelspannung“ eine einfachere \r\nBeschreibung.  \r\nInsbesondere durch die Formulierung „von […] zu“ ergibt sich eine Richtungsvermutung, die bei \r\nUmspannwerken nicht existiert. Sie sind beidseitig nutzbar und werden so genutzt. Diese umständliche \r\nFormulierung macht Gemeinden die Arbeit mit dem Gesetzestext schwieriger als nötig. \r\n2. Betreibereigene Umspannwerke ohne Abstandsgebot \r\nIn der aktuellen Formulierung ist das Abstandsgebot pauschal auf alle Umspannwerke und Kraftwerke \r\nanzuwenden. Es braucht eine Klarstellung, dass betreibereigene Umspannwerke und Kraftwerke davon \r\nnicht betroffen sind, insbesondere weil kein Ausbau bzw. Erweiterung in Frage kommt. Hier einen \r\nMindestabstand einzuführen, zersiedelt die Landschaft, macht flächensparsame Planungen unmöglich \r\nund führt zu nicht nutzbaren Zwischenräumen. \r\n7 \r\nBVES e.V. | Stellungnahme BauGB-Novelle 2026 \r\n3. Grundstücksgrenze \r\nDie derzeitige Formulierung ab der Grundstücksgrenze im Rahmen des § 35 Abs. 1 Nr. 12 lit. a BauGB \r\nführt bei betreibereigenen Umspannwerken zu nicht nutzbaren Zwischenräumen. Bei betreibereigenen \r\nUmspannwerken ist eine flächensparsamere Möglichkeit, noch näher an das Umspannwerke \r\nheranzubauen, insbesondere da diese Flächen bereits gekauft oder gepachtet sind. Bei Schonung des \r\nAußenbereiches, sollte hier über stärkere Bündelung nachgedacht werden und den Beginn der \r\nAbstandsregelung bereits ab dem Umspannwerke starten. \r\n4. Klärung zu „vorhanden“ nach BRat-Papier \r\nBisher ist die Rechtslage zum „vorhanden“ im Rahmen von § 35 Abs. 1 Nr. 11 und Nr. 12 BauGB \r\nungeklärt. Ebenso wie der Bundesrat es formuliert,1 sollte hier klarstellend Stellung genommen werden. \r\nVorhanden meint nicht „bereits errichtet“, eine parallele Planung und Genehmigung muss möglich \r\nbleiben. \r\n1Bundesrat, Drucksache 732/1/25 vom 9.12.2025, S. 2. \r\n8 \r\nBVES e.V. | Stellungnahme BauGB-Novelle 2026 \r\n3.1.12  ALTERNATIVVORSCHLAG \r\nWir empfehlen grundsätzlich von der geplanten Einschränkung und somit dem 100-Meter-Abstand \r\nabzusehen. Ist eine Änderung trotzdem gewollt, sollte aus allen oben genannten Gründen eine \r\nAnpassung des Änderungsvorschlags erfolgen. \r\n1. Erhöhung des Radius oder die räumliche Nähe \r\nEine Erhöhung des Radius oder das Ersetzen der Abstandsregelung generell durch „räumliche Nähe“ \r\nwürde die möglichen Flächenkonkurrenzen auflösen und Einzelfallgerechtigkeit ermöglichen. Gerade \r\nmit Erhöhung des Radius wäre häufig eine Entspannung schon deswegen gegeben, da \r\numspannwerksnahe Flächen häufig wesentlich teurer sind. Projektentwickler würden den Abstand \r\nschon aus wirtschaftlichen Gründen hinnehmen. Die „räumliche Nähe“ hätte zusätzlich den Vorteil, \r\ndass Einzelfallgerechtigkeit von den Gemeinden hergestellt werden kann. \r\n2. Einzelfallgerechtigkeit \r\nEs sollte dringend klargestellt werden, dass der Abstand nur bei Bedarf eingehalten werden sollte. \r\nDurch Einfügung der „räumlichen Nähe“ wird die Fläche für einen Interessenausgleich größer. Flächen, \r\nauf denen Netzbetreiber eine Erweiterung planen, sollten entsprechend in der räumlichen Nähe \r\nberücksichtigt werden. Damit kann sichergestellt werden, dass der Abstand nicht pauschal, sondern \r\neinzelfallgerecht nur bei Notwendigkeit eingehalten werden muss.  \r\n3. Nichtbeachtung von Kraftwerken und betreibereigenen Umspannwerken \r\nEin Abstand ist von Kraftwerken und betreibereigenen Umspannwerke nicht notwendig. Entsprechend \r\nsollte hier nicht pauschal Fläche blockiert werden. \r\nWir schlagen aus eben genannten Gründen folgende Änderungen vor, um den Interessen gerecht zu \r\nwerden: \r\nVorschlag zum § 35 Abs. 1 Nr. 12 BauGB \r\n12. \r\na) \r\nb) \r\nc) \r\nder Speicherung von elektrischer Energie in einer nicht unter Nummer 11 fallenden \r\nBatteriespeicheranlage dient, unter folgenden Voraussetzungen: \r\ndas Vorhaben steht in einem räumlichen Zusammenhang zu einer Umspannanlage oberhalb \r\nder Mittelspannung oder zu einem in Betrieb befindlichen oder aufgegebenen Kraftwerks mit \r\neiner Nennleistung ab 50 Megawatt und \r\ndie Batteriespeicheranlage verfügt über eine Nennleistung von mindestens 4 Megawatt und \r\ndie von allen nach dieser Nummer zugelassenen Batteriespeicheranlagen einschließlich der \r\nzugehörigen Nebenanlagen und Freiflächen insgesamt in Anspruch genommene \r\nGesamtfläche in derselben Gemeinde überschreitet nicht 0,5 Prozent der Gemeindefläche \r\nund beträgt höchstens 50 000 Quadratmeter. \r\n9 \r\nBVES e.V. | Stellungnahme BauGB-Novelle 2026 \r\n3.2 ANMERKUNGEN ZU § 35 ABS. 1 NR. 11 BAUGB \r\nIm Rahmen des § 35 Abs. 1 Nr. 11 BauGB bräuchte es dringend Klarstellungen zum räumlich\r\nfunktionalen Zusammenhang. \r\n3.3 ANMERKUNGEN ZU § 35 ABS. 1 NR. 13 BAUGB \r\nDie Einfügung von Wasserstoffspeichern ist zu begrüßen. Eine Begrenzung auf untertägige Speicher ist \r\nunserer Sicht nach nicht notwendig. \r\n3.4 ANMERKUNGEN ZU § 35 ABS. 1A BAUGB \r\nDer neue § 35 Abs. 1a BauGB macht in Verbindung mit § 5 Abs. 5 BauGB eine Privilegierung mittels \r\nFlächennutzungsplans möglich. Hier ergeben sich Möglichkeiten den Flächennutzungsplan statt des \r\nBebauungsplanes als Planungsinstrument zu nutzen. \r\nDennoch bleiben Befürchtungen, dass dieses Instrument nicht genutzt wird, weil die entsprechenden \r\nzuständigen Stellen, nicht den Aufwand von Flächennutzungsplänen eingehen wollen. Auch bleibt die \r\nGefahr, dass zuständige Stellen jegliche anderen Instrumente in Zukunft ablehnen, mit Verweis auf die \r\nMöglichkeiten nach Flächennutzungsplan zu privilegieren. Es darf keine Pflicht zum \r\nFlächennutzungsplan entstehen. \r\nIm Ergebnis bleibt so leider ein gemischtes Bild. Nach aktuellem Kenntnisstand scheint die \r\n„Privilegierung“ im Rahmen des Flächennutzungsplans vermutlich eine Seltenheit zu bleiben.  \r\n3.5 ANMERKUNGEN ZU § 35 ABS. 2 BAUGB \r\nIm Rahmen des § 35 Abs. 2 BauGB ist eine Nichtberücksichtigung des überragenden öffentlichen \r\nInteresses geplant. \r\nDiese Nichtberücksichtigung des überragenden öffentlichen Interesses im Rahmen des § 35 Abs. 2 \r\nBauGB ist abzulehnen. Eine Stellung im überragenden öffentlichen Interesse setzt politische und \r\nabwägungsrelevante Prioritäten. Gerade Vorhaben, die kleiner sind oder nicht die finanziellen Mittel \r\neiner aufwendigen Bauleitplanung zur Verfügung haben, könnten im Rahmen des § 35 Abs. 2 BauGB \r\nentstehen. Hier nun die gesetzliche Wertung des § 11c EnWG zu entwerten führt zu einem \r\nentgegenstehenden Signal. Eine pauschale Schlechterstellung von Energiespeichern im Rahmen vom \r\n§ 35 Abs. 2 BauGB ist abzulehnen.  \r\n10 \r\nBVES e.V. | Stellungnahme BauGB-Novelle 2026 \r\n4. \r\nSPEICHER UND WINDENERGIE \r\nDie Voraussetzungen des § 249 Abs. 6a BauGB sind mit Blick auf den § 35 Abs. 1 BauGB nicht mehr \r\nhaltbar. Energiespeicher in räumlicher Nähe zu Windenergieanlagen auf Windenergieflächen sollten \r\naufgrund des Bündelungsgebotes stärker gefördert werden. Wir sehen eine Doppelnutzung von \r\nWindenergieflächen als praktische Kombination, um Energieinfrastruktur zu konzentrieren und \r\neffizientere Netz- und Bauplanung voranzutreiben. Wie § 35 Abs. 1 Nr. 11 BauGB entnommen werden \r\nkann, sind Energiespeicher in unmittelbarer Nähe zu Windenergieanlagen politisch gewollt und sollten \r\nentsprechend auch im Baurecht bessergestellt werden. \r\nBisher funktioniert die angedachte Bündelung des § 249 Abs. 6a BauGB noch nicht in geeigneter Weise. \r\nDies liegt zum einen an der Leistungsgrenze, die mit Blick auf Leistung bereits einzelner Windräder von \r\nüber 6 MW schnell ausgereizt wird und zum anderen an der fehlenden Notwenigkeit der Planung. Wir \r\nempfehlen folgende Verbesserungen: \r\nZum einen sollten die Anforderungen zur Plangenehmigungsbedürftigkeit gestrichen werden. \r\nEnergiespeicher, die tatsächlich Windstrom in andere Zeiten verschieben sollen, sind weitaus größer als \r\n50 MW. Echte hybride Projekte brauchen je nach Planung auch Energiespeicher größer als 50 MW am \r\ngleichen Standort. Dann könnten erhebliche Mengen Strom am gleichen Standort verbleiben und erst zu \r\nHochlastzeiten zur Verfügung gestellt werden.  \r\nZum anderen sollten die zuständigen Planungsbehörden nicht für jedes Windgebiet einzeln \r\nentscheiden, ob Energiespeicher dort sinnvoll wären. Es braucht große Mengen Verschiebung von \r\nStrom aus erneuerbarer Erzeugung wie Wind. Sowohl Bestandsanlagen als auch Neuanlagen werden \r\nEnergiespeicher benötigen. Entsprechend sollte die Notwendigkeit der Planung von Energiespeichern \r\nein Muss in Windenergiegebieten werden und nur explizit die Ausnahme eine Planung ohne Speicher \r\nsein. Soweit Energiespeicher keine Fläche für neue Windenergieanlagen blockieren, sollten sie \r\ngrundsätzlich auch im Plan vorgesehen sein. Sie sind essenzielle Infrastruktur, um Stromerzeugung aus \r\nWindenergieanlagen zu flexibilisieren. \r\nVorschlag zum § \r\n249 Abs. 6a \r\n6a) \r\nBauGB \r\nIn dem Plan sind regelmäßig ebenfalls Vorhaben zur Speicherung von Strom oder Wärme \r\nmit Ausnahme von Vorhaben zur Speicherung von Wärme mit Bohrung ins Erdreich \r\nauszuweisen. Im Rahmen des Plans gelten diese Vorhaben als Vorhaben nach § 35 Absatz 1 \r\nNummer 5, wenn sie \r\n1. \r\n2. \r\nnicht planfeststellungsbedürftig sind und \r\nim räumlich-funktionalen Zusammenhang stehen mit einer Anlage, die der Erforschung, \r\nEntwicklung oder Nutzung der Windenergie dient, und gegenüber dieser Anlage eine \r\ndienende Funktion aufweisen. \r\nDie Art und das Maß der Vorhaben nach Satz 1 können im Plan näher bestimmt werden. \r\n11 \r\nBVES e.V. | Stellungnahme BauGB-Novelle 2026 \r\n5. \r\nANMERKUNGEN ZUR BAUNVO \r\nSPEICHER IN DEN BEBAUUNGSGEBIETEN ERGÄNZEN \r\nEs sollten in allen relevanten Bebauungsgebieten, in denen eine Stromerzeugung generell zulässig ist, \r\nauch ein entsprechender Energiespeicher zulässig sein. Wir empfehlen eine Ergänzung in den \r\nnotwendigen Bebauungsgebieten. \r\nGewerbegebiete: In § 8 Abs. 2 Nr. 1 BauNVO sollten Energiespeicher ergänzt werden. \r\nIndustriegebiete: In § 9 Abs. 2 Nr. 1 BauNVO sollten Energiespeicher ergänz werden. \r\nSondergebiete: In § 11 Abs. 2 BauNVO sollten neben Anlagen, die der Erforschung, Entwicklung oder \r\nNutzung erneuerbarer Energien, wie Windenergie und solare Strahlungsenergie, dienen  \r\nEnergiespeicher ergänzt werden. \r\nSPEICHER ALS NEBENANLAGEN ERGÄNZEN \r\nEbenso wie untergeordnete Erzeugungsanlagen über § 14 Abs. 1 BauNVO möglich sind, sollten \r\nentsprechende Energiespeicher auch ergänzt werden, ebenso in § 14 Abs. 3 BauNVO. Dies fördere di \r\nIntegration von Erzeugungsanlagen und Energiespeichern in bestehenden Strukturen. \r\n6. \r\nANMERKUNGEN ZU\r\nINKRAFTTRETEN \r\nM \r\nWir empfehlen ein Inkrafttreten erst zum 1.1.2027 oder sogar zum 1.4.2027. So kann genügend Zeit für \r\nbestehende Planungen bleiben und Investitionen werden nicht unnötig abgewürgt. \r\n12 \r\nBVES e.V. | Stellungnahme BauGB-Novelle 2026 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"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":"2026-04-30"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":false}}