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differenzieren.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Bürgerliches Gesetzbuch","shortTitle":"BGB","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bgb"},{"title":"Einführungsgesetz zum Bürgerlichen Gesetzbuche","shortTitle":"BGBEG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bgbeg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_CONSUMER_PROTECTION","de":"Verbraucherschutz","en":"Consumer protection"},{"code":"FOI_ECONOMY_FINANCE","de":"Bank- und Finanzwesen","en":"Banking and finance"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019234","title":"Entwurf zur Änderung des EnWG hinsichtlich eines bürokratiearmen und wettbewerblichen iMSys-Hochlaufs","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher 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Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/2025/20250711-entwurf-aenderung-energiewirtschaftsrecht-staerkung-verbraucherschutz-energiebereich.pdf?__blob=publicationFile&v=6","draftBillProjectUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/20250711-referentenentwuerfe-des-bmwe-aenderung-energiewirtschaftsrecht-staerkung-verbraucherschutz-energiebereich.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"Anpassung des regulatorischen Rahmens mit dem Ziel, einen bürokratiearmen und wettbewerblichen iMSys-Hochlauf zu ermöglichen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier:\r\nHedging-Pflicht & Flexibilität statt Kraftwerkstrategie & Kapazitätsmarkt\r\nWir, die Unternehmen Octopus Energy, Enpal, 1KOMMA5°, Thermondo, Tibber & Lichtblick begrüßen\r\ndas Bestreben der Bundesregierung, eine sichere und zuverlässige Energieversorgung für\r\nDeutschland zu gewährleisten.\r\nDie Pläne der Bundesregierung, mit der Kraftwerkstrategie neue Gaskraftwerke zu fördern und diese\r\nmittelfristig über einen Kapazitätsmarkt und eine neuen Umlage auf Strom zu finanzieren, stehen\r\nunseres Erachtens aber in direktem Widerspruch zu den Zielen einer nachhaltigen und\r\nkosteneffizienten Energieversorgung.\r\nEin Kapazitätsmarkt ist entbehrlich, verursacht hohe Kosten und setzt Fehlanreize\r\nEine jüngst von Connect Energy Economics erarbeitete Studie zeigt, dass die Förderung von\r\nkonventionellen Kraftwerken über einen Kapazitätsmarkt nicht nur teuer, sondern auch entbehrlich ist.\r\nEin Kapazitätsmarkt, in dem Milliardensummen für die reine Existenz konventioneller Kraftwerke\r\ngezahlt werden, verursacht hohe Kosten für Verbraucher*innen und Unternehmen, verzerrt den\r\nWettbewerb, benachteiligt vorhandene Flexibilitäten und setzt Fehlanreize.\r\nAuch der im BMWK-Optionenpapier favorisierte kombinierte Kapazitätsmarkt (KKM) erfordert\r\nweitgehende regulatorische Vorgaben und kann dazu führen, dass vorhandene Flexibilitätspotentiale -\r\nwie intelligenter Stromverbrauch oder die Nutzung von Speichern - aus dem Markt gedrängt werden.\r\nIm zentralen Kraftwerkssegment entstehen schnell Überkapazitäten, die Flexibilität im dezentralen\r\nSegment verhindern. Die Umsetzung in anderen Ländern hat bereits gezeigt, dass sich auch\r\ndezentrale Kapazitätsmärkte immer mehr zu zentralen Kapazitätsmärkten entwickeln. Als Folge\r\nwürde der Marktwert Erneuerbarer Energie sinken, wodurch eine langfristige Förderspirale für\r\nkonventionelle Technologien und erneuerbare Energien entstehen kann. Zudem würde\r\nInvestitionszurückhaltung herrschen, während der Mechanismus in den nächsten Jahren ausgestaltet\r\nund auf europäischer Ebene beihilferechtlich diskutiert wird.\r\nAbsicherungspflicht für Lieferanten ist effiziente und marktwirtschaftliche Alternative\r\nWir sprechen uns stattdessen für eine Absicherungspflicht für Lieferanten (sog. Hedging) als\r\nAlternative zum Kapazitätsmarkt aus. Versorgungsunternehmen würden so verpflichtet, ihre\r\nLieferverträge langfristig am Markt abzusichern. Eine solche Heding-Pflicht ist auch im Rahmen der\r\njüngsten Reform der EU-Strombinnenmarktrichtlinie vorgesehen. In der Plattform Klimaneutrales\r\nStromsystem (PKNS) wurde das Prinzip als Modell “Strommarkt-Plus” vorgestellt und im\r\nBMWK-Optionenpapier als “Kapazitätsabsicherungsmechanismus durch Spitzenpreishedging” (KMS)\r\ndiskutiert.\r\nMit einer Hedging-Pflicht wird die Stromversorgung über eine Anpassung der bestehenden\r\nMarktanreize und die Weiterentwicklung der Terminmärkte hergestellt. Am Strommarkt können so\r\nProdukte entstehen, die den Wert der Versorgungssicherheit berücksichtigen und langfristig gegen\r\nRisiken absichern. Stromerzeugern würden sichere Einnahmen zur Finanzierung ihrer Investitionen in\r\nVersorgungssicherheit garantiert, während gleichzeitig der technologische Wettbewerb belebt und\r\nsowohl vorhandene als auch neue innovative Flexibilitäten optimal genutzt würden, ohne\r\nMarkteintrittsbarrieren zu schaffen.\r\nUm auch in Ausnahmesituationen Versorgungssicherheit garantieren zu können, sollte, wie vom\r\nBMWK vorgesehen, eine Kapazitätsreserve vorgehalten werden. Entscheidend ist, dass die\r\nSeptember 2024\r\nKapazitätsreserve weiterhin ausschließlich außerhalb des Marktes eingesetzt wird, um den\r\nStrommarkt nicht zu verzerren.\r\nDas sind Vorteile einer Absicherungspflicht gegenüber einem Kapazitätsmarkt\r\n● Effiziente Ressourcen-Allokation statt Überkapazitäten: Mit einer Absicherungspflicht würden\r\nam Markt nur so viele Kapazitäten nachgefragt, wie tatsächlich benötigt werden. In einem\r\nKapazitätsmarkt werden die Ausschreibungsmengen dagegen frühzeitig von staatlicher Seite\r\nfestgelegt. Durch naturgemäß unvollständige Informationen kann es schnell zu hohen Kosten\r\nund Überkapazitäten kommen, die innovative Technologien verdrängen.\r\n● Technologieoffenheit und Flexibilität statt Marktbarrieren: Durch Kapazitätsmärkte und\r\nKraftwerksausschreibungen wird der Übergang zu einem neuen, dezentralen Energiesystem\r\nausgebremst und stattdessen das alte Energiesystem mit großen, zentralen Kraftwerken\r\nzementiert.“ Flexibilitätsoptionen und technologische Innovationen werden verdrängt. Auch\r\nwenn dezentrale Kapazitätsmärkte den Anspruch haben, Innovation und neue Technologien\r\nzu stärken, zeigt sich in der Praxis, dass sie sich immer stärker zentralen Kapazitätsmärkten\r\nannähern und sich die Teilnahmekriterien an den großen Kraftwerken orientieren.\r\n● Wettbewerb und Verbraucherschutz: Bei den geplanten Kraftwerksausschreibungen sowie\r\nbeim Kapazitätsmarkt werden die Kosten pauschal auf die Verbraucher*innen und\r\nSteuerzahlende gewälzt. Mit einer Absicherungspflicht hätten Verbraucher*innen und\r\nUnternehmen dagegen die Möglichkeit, im Wettbewerb den Anbieter zu wählen, der die\r\ngünstigsten Absicherungen bietet.\r\n● Marktwirtschaft statt Förderspirale: Mit einer Absicherungspflicht wird die Nutzung von\r\nnachfrageseitiger Flexibilität für die Versorgungssicherheit honoriert. Durch die Anpassung\r\ndes Verbrauchs an die volatile Erzeugung aus Sonne und Wind wird der Marktwert\r\nerneuerbarer Energie gestützt, der Förderbedarf sinkt.\r\n● Kein Attentismus durch beihilferechtliche Genehmigung: Eine Absicherungspflicht bedarf\r\nkeiner beihilferechtlichen Genehmigung. Dagegen muss ein Kapazitätsmarkt erst von der\r\nEU-Kommission freigegeben werden, wodurch dringend benötigte Investitionen jahrelang\r\nzurückgehalten werden könnten. Die Erfahrungen der Kraftwerkstrategie können als\r\nmahnendes Beispiel dienen.\r\nWir bitten die Bundesregierung daher, im Sinne der Verbraucher*innen, der Technologieoffenheit und\r\ndes Klimaschutzes umzusteuern und im anstehenden Gesetzgebungsprozess für die\r\nKraftwerksstrategie und das Strommarktdesign nicht auf planwirtschaftliche Vorgaben, sondern auf\r\nden Markt und Flexibilität zu setzen. "},"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":"2024-09-11"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013353","regulatoryProjectTitle":"BEG-Förderrahmen für Contracting-Unternehmen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/da/0d/376165/Stellungnahme-Gutachten-SG2411220005.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Aktuelle Förderbedingungen gefährden Wärmewende\r\nStellungnahme zur Fördersituation BEG EM für Contracting-Modelle\r\nSehr geehrte Abgeordnete, sehr geehrte Berichterstatter des GEG/BEG,\r\nein Entschließungsantrag des Bundestags zum Heizungsgesetz im Jahr 2023 sah vor, dass \r\n„neu entstandene und entstehende Geschäftsmodelle, wie bspw. Leasing- oder Contracting\u0002Dienstleistungen, die zur Reduzierung des CO2-Ausstoßes beitragen und damit zur \r\nDekarbonisierung im Gebäudesektor führen, nicht benachteiligt werden [sollten].“ \r\nDe facto werden aber seit Ende Dezember 2023 Contracting-Dienstleister durch die \r\nbisherige Umsetzung des BEG EM ungleich behandelt. Daher können Contracting-Lösungen \r\nin Deutschland seit 2024 nicht mehr wirtschaftlich angeboten werden. Denn Contractoren \r\nkönnen aktuell für ihre Kund:innen \r\n1. keine Förderanträge stellen, \r\n2. keinen Klimageschwindigkeits- und Einkommensbonus beantragen\r\n3. Sowie keine zinsvergünstigten Kredite beantragen, weil u.a. Factoring- und \r\nLeasinginstitute sowie Vermieter:innen und Verkäufer:innen (Contractoren) der \r\ndirekte Zugang zu den attraktiven Zinskonditionen verwehrt bleibt,\r\nDas ist nicht gerechtfertigt und verhindert, dass ein signifikanter Anteil der \r\nHausbesitzer:innen schnell und einfach die volle Finanzierung und Förderung “aus einer \r\nHand” erhalten kann. \r\nAus unserer Sicht besteht daher die Gefahr, dass aufgrund der aktuellen Förderbedingungen \r\ndie Zielsetzung einer umfangreichen und zügigen Dekarbonisierung der Wärmeversorgung \r\nüber den Austausch von Heizsystemen verfehlt wird. Wenn Contracting als inklusive \r\nFinanzierungsoption für den klimafreundlichen Heizungstausch wegfällt, wird ein erheblicher \r\nAnteil von bis zu 30 Prozent der Hausbesitzer:innen ohne hohe finanzielle Rücklagen von \r\nder Teilhabe an der Wärmewende ausgeschlossen. \r\nIm vorliegenden Brief legen wir dar, welchen Beitrag Contractoren für die Wärmewende \r\nleisten können und wie die Ungleichbehandlung von Contractoren beendet werden kann. Als \r\nZusammenschluss führender Energie- und Installationsunternehmen bitten wir Sie darum, für \r\neinen Stopp der Ungleichbehandlung von Contractoren einzutreten.\r\nSeite 2 von 5\r\nEnergetische Sanierungen belasten Bürger:innen finanziell – Contracting-Modelle \r\nbieten bezahlbare Lösungen für alle Haushalte, unabhängig vom Einkommen\r\nWärmepumpen, die mit erneuerbaren Energien betrieben werden, sollen als \r\nSchlüsseltechnologie bei der Wärmewende eine tragende Rolle spielen. Das BMWK hat das \r\nklare Ziel kommuniziert, dass künftig jährlich 500.000 Wärmepumpen installiert werden \r\nsollen. Der Blick auf die Installationszahlen zeigt zuletzt aber, dass der Einbau von Gas- und \r\nÖlheizungen prozentual wieder angestiegen ist – zu Ungunsten des Anteils von \r\nWärmepumpen. Die bisherigen Prognosen lassen befürchten, dass wir im Jahr 2024 \r\nvoraussichtlich unter 180.000 installierten Wärmepumpen landen werden und damit die \r\ngesteckten Ziele deutlich verfehlen werden.\r\nNoch immer zögern viele Hausbesitzer:innen trotz der neuen Förderkulisse, auf die \r\nWärmepumpe zu wechseln. Neben der Unklarheit bei den Betriebskosten mit Blick auf das \r\nVerhältnis von Strom- zu Gaspreis und der allgemeinen Verunsicherung der \r\nHausbesitzer:innen durch die Heizungsdebatte im vergangenen Jahr gibt es zwei weitere \r\nGründe für das Zögern bei der Heizungssanierung. \r\nInvestitionskosten\r\nAuch nach Abzug der maximalen staatlichen Förderung von bis zu 21.000 Euro fehlt rund 30 \r\nProzent der Hausbesitzer:innen das Barvermögen, um auf die Wärmepumpe zu wechseln. \r\nDa eine Auszahlung der Fördersumme durch die KfW erst ab September 2024 erfolgt, muss \r\ndie komplette Investitionssumme bis zur Auszahlung vorfinanziert werden. Die KfW bietet \r\nhierfür theoretisch den zinsvergünstigten Kredit 358/359 an. Bisher gibt es aber kaum \r\nHausbanken, die unter den existierenden Konditionen als Finanzierungspartner des Kredits \r\nauftreten möchten. Gleichzeitig wird Factoring- und Leasinginstituten sowie Vermieter:innen\r\nund Verkäufer:innen bei Abzahlungskaufverträgen (Contractoren) der direkte Zugang zu den \r\nKfW-Konditionen verwehrt. Die Vorfinanzierung der Investitionskosten beim \r\nHeizungswechsel bleibt daher eine Herausforderung. \r\n \r\nKomplexität der Antragsstellung\r\nAuch die Antragstellung stellt viele Bürger:innen vor große Herausforderungen. Die korrekte \r\nAntragstellung ist komplex, die Informationen dafür sind auf unterschiedliche Quellen im \r\nInternet verteilt. Gerade für ältere Menschen und Bürger:innen mit sprachlichen Barrieren ist \r\nder Antragsprozess kaum zu bewältigen. \r\nContractoren könnten mit ihren Lösungen für diese Probleme erheblich zum Gelingen der \r\nWärmewende beitragen. Sie machen den komplexen Heizungswechsel für Millionen von \r\nHausbesitzer:innen einfach und schnell zugänglich - inklusive Förderung, Finanzierung und \r\nWartung. Lösungen „aus einer Hand” erleichtern den Umstieg auf erneuerbare Heizsysteme \r\nund werden von vielen Hausbesitzer:innen aktiv nachgefragt. Die Dienstleister leisten so \r\neinen Inklusionsbeitrag, besonders für jene Teile der Bevölkerung, welche mit der \r\nKomplexität der vorhandenen Prozesslandschaft bestehend aus Fördermittel- und \r\nDarlehensprozessen überfordert sind. Sie sollten Hausbesitzer:innen daher auch künftig den \r\nHeizungswechsel im Komplettpaket anbieten können.\r\nMit Contracting-Lösungen zahlen Hausbesitzer:innen keine Investitionskosten. Stattdessen \r\nzahlen sie für den Wechsel auf die Wärmepumpe samt Installation und Wartung einen \r\ngeringen monatlichen Festbetrag über die gesamte Vertragslaufzeit. \r\nSeite 3 von 5\r\nBis Ende des Jahres 2023 war es Contractoren außerdem möglich, die Förderung im Namen \r\nihrer Kund:innen zu beantragen und die Förderung dann zu 100 Prozent auf den zu \r\nzahlenden monatlichen Festbetrag umzulegen und so die monatlichen Kosten zu senken. \r\nAktuelle Förderrichtlinie verhindert nicht nur Contracting-Modelle, sondern auch \r\numfangreiche Investitionen und zusätzliche Klimaschutzeffekte\r\nUmso weniger nachvollziehbar ist es, dass die aktuellen Förderbedingungen im BEG EM \r\nContracting-Modelle erheblich benachteiligen und somit das Contracting in Deutschland \r\nnahezu völlig zum Erliegen gekommen ist:\r\n- Aktuell können Contractoren nicht im selben Umfang von den Förderbedingungen \r\nprofitieren wie sog. Bauherrenmodelle und erfahren eine substanzielle \r\nBenachteiligung: Es können lediglich die Grundförderung (30%) und der \r\nEffizienzbonus (5% bei Wärmepumpen) beansprucht werden. Einkommens- (30%) \r\nund Klimageschwindigkeitsbonus (20%) können zum aktuellen Zeitpunkt von \r\nContractoren nicht beantragt werden. Daraus ergibt sich insgesamt eine \r\nBenachteiligung von bis zu 35% (da Boni gedeckelt bei max. 70%) gegenüber der \r\nFörderung für energetische Sanierungsmaßnahmen bzw. Heizungstauschprojekten, \r\nin deren Kontext die Immobilieneigentümer das Heizsystem käuflich erwerben \r\n(Bauherrenmodell).\r\n- Die Angebote der Contracting-Unternehmen haben das Ziel und bergen nachweislich \r\ndas Potenzial, die Geschwindigkeit der Wärmewende entscheidend zu erhöhen. Die \r\nderzeit geltende Benachteiligung des Contractings bei der BEG-Förderung wirkt also \r\nkontraproduktiv, wenn es darum geht, die CO2-Emissionen des Gebäudesektors \r\nschnell zu senken und zugleich durch eine Erhöhung der energetischen \r\nSanierungsrate zusätzliche Investitionen auszulösen, die auch die ökonomische \r\nGesamtentwicklung in Deutschland stärken. \r\n- Mit der All-in-one-Lösung aus Planung, Beratung, Installation und Wartung sprechen \r\nContracting-Angebote gerade Haushalte mit geringeren und mittleren Einkommen \r\nund ältere Menschen an. Die Förderbenachteiligung wirkt sich demnach 1:1 auf diese \r\nBevölkerungsgruppen aus, die zusammengenommen Eigentümer:innen von \r\nmehreren Millionen Immobilien sind. \r\n- Das BMWK hat eine Zulassung der Contractoren zu allen Förderkomponenten erst \r\nfür die 2. Jahreshälfte 2024 in Aussicht gestellt (ohne Gewähr). Dadurch kann die für \r\nden Wärmemarkt relevante Bauphase außerhalb der Heizperiode zumindest in 2024 \r\nnicht mehr genutzt werden - und das von der Bundesregierung ausgegebene \r\nAusbau-Ziel von mindestens 500.000 zu installierenden Wärmepumpen droht 2024\r\nzu scheitern.\r\nVollmachten für Contractoren können Prozesse erheblich vereinfachen\r\nIm Sinne einer Wärmewende, die es allen Haushalten ermöglicht, am Klimaschutz aktiv \r\nteilzuhaben, sollten die beschriebenen Benachteiligungen für Contracting-Modelle \r\nschnellstmöglich beendet werden und insbesondere der Zugang zu allen Förderboni \r\ngewährleistet sein. \r\nSeite 4 von 5\r\nGanz konkret sollte es schnellstens möglich werden,\r\n- den Klimageschwindigkeitsbonus und den Einkommensbonus durch den Contractor\r\nbei der KfW-Bank zu beantragen. Dies wäre über eine entsprechende \r\nVollmachtserteilung durch den Kunden möglich (analog zum alten BAFA-Modell).\r\nGegebenenfalls kann auch das von der KfW angedachte Assistenzportal hilfreich\r\nsein, bei dem der Kunde durch den Contractor bei der Antragsstellung unterstützt \r\nwird und der Kunde seine eigenen personenbezogenen Daten, insbesondere für die \r\nBeantragung des Einkommensbonus, selbstständig eintragen kann.\r\n- dass die Auszahlung aller beantragten Fördergelder an den jeweiligen Contractor \r\nerfolgt, um diese in der Contractingrate einzupreisen und dem Kunden transparent \r\nauszuweisen.\r\n- dass eine Gleichstellung von Contracting gegenüber Eigentümermodellen in der \r\nRichtlinie für die Bundesförderung effiziente Gebäude (BEG EM) erfolgt, \r\ninsbesondere durch die Streichung der Formulierungen zu selbstgenutzten \r\nWohneinheiten in 8.4.4. und 8.4.5."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"}],"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":"2024-04-23"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013354","regulatoryProjectTitle":"Optionenpapier zum Strommarktdesign","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/26/67/376167/Stellungnahme-Gutachten-SG2411250016.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme \r\n„Strommarktdesign der Zukunft. Optionen für ein sicheres, bezahlbares und \r\nnachhaltiges Stromsystem“ des Bundesministeriums für Wirtschaft und \r\nKlimaschutz \r\nBerlin, 6. September 2024\r\nDas Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) hat Anfang August 2024 das Papier\r\n„Strommarktdesign der Zukunft. Optionen für ein sicheres, bezahlbares und nachhaltiges \r\nStromsystem“ veröffentlicht. Nachfolgend wird zu den einzelnen Handlungsfeldern des Papiers \r\nStellung bezogen. \r\nI. Ein Investitionsrahmen für erneuerbare Energien \r\nDas Papier nennt vier Optionen für den künftigen Investitionsrahmen für erneuerbare Energien. Unklar \r\nist hierbei, auf welches Anlagensegment sich die Vorschläge beziehen. Es ist davon auszugehen, dass \r\nhier lediglich das ausschreibungspflichtige Anlagensegment bis 750 kWp anvisiert wird. Dies ist in der \r\nweiteren Diskussion klarzustellen. Grundsätzlich sollte das bestehende Marktprämienmodell \r\nweiterentwickelt werden. Hier könnte im Sinne einer Senkung des Förderbedarfs etwa die maximale \r\nförderbare Menge von vornherein relativ zur Anlagengröße begrenzt werden. Von den im \r\nvorliegenden Papier genannten Optionen wären produktionsabhängige Fördermechanismen zu \r\nfavorisieren, also ein produktionsabhängiger zweiseitiger Differenzvertrag mit (Option 1) oder ohne \r\n(Option 2) Marktwertkorridor. Diese Modelle sind für Investoren mit deutlich weniger Risiken \r\nverbunden als produktionsunabhängige Fördermechanismen, was zu geringeren Kapitalkosten und \r\ndamit einem geringeren Förderaufwand führen würde. Nicht zuletzt ließen sich die ersten beiden \r\nOptionen als relativ bruchfrei zum aktuell bestehenden Marktprämienmodell ausgestalten. \r\nAnlagen in einer produktionsunabhängigen – und damit prognosebasierten Förderung – wären \r\nhingegen großen Unsicherheiten ausgesetzt. Die Berechnung der theoretisch erzielbaren Erzeugung\r\nbirgt die Gefahr, die sehr individuellen Bedingungen jeder einzelnen Anlage (Ausrichtung, Neigung, \r\nSchattenwurf etc.) nicht angemessen zu berücksichtigen. Ist etwa die tatsächliche Stromerzeugung \r\nniedriger als das errechnete Produktionspotential, droht die Abschöpfung von Erlösen auf Mengen, die \r\ngar nicht produziert wurden. Mit entsprechenden Risikoaufschlägen auf der Finanzierungsseite wäre\r\nmithin zu rechnen. Aus Sicht potentieller Investoren würde die produktionsunabhängige Förderung \r\ndamit ein erhöhtes Risiko darstellen. Die Option einer Kapazitätszahlung mit \r\nproduktionsunabhängigem Refinanzierungsbeitrag (Option 4) wäre von den beiden \r\nproduktionsunabhängigen Optionen aber vorzuziehen. Hier wird die Unsicherheit hinsichtlich der \r\nAbschöpfung anhand eines Produktionspotentials zumindest abgemildert, da eine jährlich \r\ngleichbleibenden Kapazitätszahlung an den Anlagenbetreiber erfolgen würde. Die Kapitalkosten \r\nwürden sich in Option 4 also gegebenenfalls geringer als jene in Option 3 darstellen. Bei der \r\nAusgestaltung der Kapazitätszahlung ist zu beachten, dass die Gestehungskosten für PV-Dachanlagen \r\nin der Regel oberhalb derer für PV-Freiflächenanlagen liegen. Darüber hinaus weisen beide Optionen \r\ndie Schwäche auf, dass die Bestimmung des Produktionspotentials viel Bürokratie und höhere \r\nadministrative Kosten für den Staat und den Anlagenbetreiber verursachen könnte. Eine weitere \r\n2\r\nHerausforderung stellt die Ausgestaltung von Ertragsausfallversicherungen dar. Durch die unsicherere \r\nErlössituation würden die Kosten für Ertragsausfallsversicherungen steigen.\r\nSollte allen genannten Nachteilen zum Trotz weiterhin eine produktionsunabhängige Förderung \r\nverfolgt werden, ist hierbei die Aggregation von Anlagen zu ermöglichen. Diese Zusammenfassung \r\nwürde es erlauben, durch Prognoseunsicherheiten bestehende Mengenrisiken im Anlagenportfolio \r\nabzumildern. Insgesamt sollte aber darauf geachtet werden, dass ausschließlich die Größe der \r\nEinzelanlage und nicht die Summe der aggregierten Anlagen ausschlaggebend für die Teilnahme an \r\ndem neuen Förderregime ist. \r\nII. Ein Investitionsrahmen für steuerbare Kapazitäten \r\nAuch hinsichtlich eines Kapazitätsmechanismus werden vier Optionen genannt. Ein \r\nKapazitätsabsicherungsmechanismus durch Spitzenpreishedging (Option 1) ist dabei klar zu \r\nfavorisieren. Kapazitäten können hier vollständig marktlich beschafft werden. Damit ist einerseits hohe \r\nökonomische Effizienz zu erwarten, andererseits auch ein Level-Playing-Field zwischen herkömmlichen \r\nKraftwerken und Flexibilitäten, wie insbesondere Batteriespeichern. Zudem ist bei dieser \r\nminimalinvasiven Option mit dem geringsten bürokratischen Aufwand zu rechnen.\r\nRegulierte Kapazitätsmärkte hingegen würden drohen, den Markt steuerbarer Flexibilitäten zu \r\nverdrängen und falsche Technologieanreize zu setzen. Sie würden außerdem ein deutliches Mehr an \r\nbürokratischem und administrativem Aufwand verursachen. Mit Blick auf den diskutierten DZK (Option \r\n2) ist fraglich, wie genau die von den BKV durch Zertifikate abzusichernde Residuallast bestimmt \r\nwürde.Dies könnte eine vom Kunden bestellte Last, aber auch die Spitzenlast beimaximaler Nutzung \r\nder Anschlusskapazitäten sein. ImZK (Option 3) werden die benötigten Kapazitäten von einer zentralen \r\nStelle festgelegt und ausgeschrieben. Ein solch eng regulierter Kapazitätsmechanismus ist nicht \r\nzielführend. Zudem würden die Kosten für die bezuschlagten Kapazitäten auf die Verbraucher \r\numgelegt, was wiederum den Anteil staatlich induzierter Strompreisbestandteil am Gesamtstrompreis \r\nerhöhen würde. Im KZK (Option 4) schließlich scheint die zentrale Herausforderung die Parametrierung \r\naus zentralen und dezentralen Mechanismen. Es ist sehr fraglich, ob der Regulierer diese \r\nParametrierung angemessen bewerkstelligen könnte. \r\nIII. Lokale Signale\r\nDie Aktivierung lokaler Signale ist zentral. Durch sie können Kosten für den Netzausbau auf der „letzten \r\nMeile“ reduziert werden – denn gerade die letzte Meile ist baulich komplex und kostenintensiver, da \r\nKabel meistens unter der Erde verlegt sind. Ohne geeignete lokale Signale könnten die \r\nAnschlusskapazitäten für Ladestationen und Wärmepumpen beeinträchtigt werden. \r\nUnbedingt ist zudem eine Weiterentwicklung des § 13 k EEG („Nutzen statt Abregeln“) zu forcieren.\r\nKünftig sollten hier auch Heimspeicher als zuschaltbare Lasten berücksichtigt werden. \r\nHinsichtlich zeitlich/regional differenzierter Netzentgelte ist zu beachten, dass beim Einsatz des \r\nInstruments zur Netzengpassverhinderung die Gefahr einer Konzentration im Norden besteht. \r\nIV. Nachfrageseitige Flexibilitätspotentiale heben \r\nNachfrageseitige Flexibilitätspotentiale sollten das zentrale Instrument eines zukunftsfähigen \r\nStrommarkts sein. Die Beseitigung zahlreicher regulatorische Hemmnisse vorausgesetzt, können sie \r\nden Netzausbaubedarf erheblich reduzieren, Preiskurven glätten und den in Handlungsfeld I \r\ndiskutierten Investitionsrahmen für Erneuerbare auf marktliche und von staatlicher Förderung \r\nunabhängige Beine stellen. Neben zahlreichen notwendigen regulatorischen Maßnahmen, wie einer \r\n3\r\nÜberarbeitung der Netzentgeltsystematik für PV-Heimspeicher-Kombinationen hin zu einer Befreiung \r\nvon doppelten Netzentgelten auf zwischengespeicherten Strom und der Ermöglichung der \r\nmassengeschäftstauglichen Direktvermarktung von Kleinanlagen, ist hierzu zwingend eine \r\nAusgestaltung des § 14 c EnWG notwendig, um eine marktgestützte Beschaffung von \r\nFlexibilitätsdienstleistungen zu ermöglichen. \r\nÜber Enpal\r\nEnpal, das Greentech-Einhorn in Deutschland, bietet eine integrierte Gesamtlösung für erneuerbare \r\nEnergie und leistet damit Pionierarbeit in der Energiewende. Das seit 2022 profitable Unternehmen \r\nhält mit dem Verkauf von monatlich mehreren tausend neuen Energiesystemen eine führende \r\nMarktposition für Solaranlagen für den Privatgebrauch in Deutschland. Die Solaranlage ist dabei Teil \r\ndes integrierten Energie-Ökosystems aus Stromspeicher, Ladesäule, Wärmepumpe und des Enpal\u0002Energiemanagers, der eine intelligente Kombination aus Hardware und Software ist. Gegründet 2017, \r\ndigitalisiert und revolutioniert Enpal mit seinem Mietmodell sowie der flexiblen, anzahlungsfreien \r\nKaufoption die Anschaffung von grüner Energie für ein von fossiler Energie unabhängiges Eigenhe im. \r\nMehr als 70.000 von Enpal ausgestattete Haushalte bilden bereits unsere klimafreundliche Community \r\nfür erneuerbare Energien. Zu den Investoren von Enpal gehören einige der weltweit größten Impact\u0002und Technologieinvestoren wie TPG Rise Climate, Softbank Vision Fund II, Princeville Climate \r\nTechnologies, HV Capital, Activate Capital und The Westly Group."},"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":"2024-09-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016835","regulatoryProjectTitle":"Ausgestaltung eines effizienten Netzentgeltsystems","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/89/b2/535961/Stellungnahme-Gutachten-SG2506120040.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Flexibel ist das neue Solidarisch: \r\nWie ein effizientes Netzentgeltsystem für alle \r\naussehen sollte.\r\n19. Mai 2025\r\nI. Executive Summary\r\nNetzentgelte sind ein signifikanter Bestandteil der Strompreise. Mit Blick auf die Transformation des \r\nEnergiesystems werden sie in den nächsten Jahren weiter steigen: Der Zuwachs an erneuerbaren Erzeugern, \r\nelektrifizierten Verbrauchern im Wärme- und Mobilitätssektor, die Digitalisierung der Netze sowie zahlreiche \r\nNetzentgeltprivilegierungen verursachen Kosten, die über die Netzentgelte getragen werden. Das spüren \r\nWirtschaft und Privatverbraucher. \r\nDie Diskussion um hohe Strompreise und ihre Folgen schlägt sich auch im Koalitionsvertrag der künftigen \r\nBundesregierung nieder. Die schwarz-rote Koalition möchte die Strompreise deshalb insbesondere durch \r\neine Bezuschussung der Netzentgelte senken. Die Bundesnetzagentur hat jüngst ein erstes \r\nDiskussionspapier für eine grundsätzliche Reform der Netzentgelte veröffentlicht.\r\nKlar ist: Die derzeitige Netzentgeltsystematik wird den anstehenden Herausforderungen nicht gerecht. Ziel \r\nmuss es sein, den Anstieg der Netzentgelte durch strukturelle Reformen so gering wie möglich zu halten. \r\nDabei gilt: \r\n• Eine Netzentgeltsystematik sollte anhand klarer Prinzipien aufgebaut werden. Kosteneffizienz, \r\nKostenreflexivität und die Identifikation der Kostentreiber mit Blick auf Ort und Zeit der Netznutzung \r\nmüssen im Zentrum stehen.\r\n• Die Debatte darf nicht mit häufig assoziierten Zielen vermischt werden: Verteilungsgerechtigkeit sowie\r\ndie Behandlung spezifischer Technologien oder Kundengruppen müssen möglichst außen vor gelassen \r\nwerden.\r\n2\r\n• Ein zukünftiges Netzentgelt sollte drei verschiedene und klar abgrenzbare Kostenblöcke des Netzes \r\nbepreisen: Zukunftsinvestitionen sollten durch ein dynamisches Netzentgelt in Euro pro Kilowattstunde \r\n(kWh), zeitlich und örtlich variabel bepreist werden, um die richtigen Anreize zu setzen. \r\nNetzbetriebskosten sollten bestmöglich ihren Verursachern zugeordnet werden (z.B. Stromverluste in \r\nEuro pro kWh). Historische Kosten/Residualkosten können, wenn nötig, über einen zeitlich variablen \r\nAnschlusspreis in Euro pro Kilowatt bepreist werden.\r\n• Für eine möglichst starke Anreizwirkung müssen die Residualkosten so gering wie möglich gehalten \r\nwerden. Zuschüsse aus dem Bundeshaushalt sollten ausschließlich hierfür verwendet werden.\r\n• Auch gilt: Wer durch sein Verhalten das Netz entlastet, sollte honoriert werden (Flexibilität und negative \r\nNetzentgelte).\r\n• Die Netzentgeltsystematik sollte Netzdienlichkeit in einem Level-Playing-Field durch ein dynamisches \r\nNetzentgelt anreizen. Dies darf nicht durch Privilegierungen einzelner Verbraucher verzerrt werden.\r\nII. Problem und Zielsetzung\r\nDie verbleibenden Kosten der Energiewende werden maßgeblich bei den Infrastrukturkosten entschieden. Der \r\nBundesrechnungshof sieht einen Investitionsbedarf von mehr als 700 Milliarden Euro bis 2045. Für eine \r\nbezahlbare Energiewende gilt es, diesen Investitionsbedarf so klein wie möglich zu halten. Dafür braucht es \r\ndie richtigen Anreize in den Netzentgelten. \r\nIn einem Prozess für eine neue Netzentgeltsystematik müssen diese Anreize richtig begründet und \r\nimplementiert werden. \r\n0\r\n100\r\n200\r\n300\r\n400\r\n500\r\n600\r\n700\r\n800\r\n900\r\n2007 - 2023 2024 - 2045\r\nKosten Netzausbau (in Mrd. EUR)\r\nÜbertragungsnetze Verteilernetze\r\nAbbildung 1: Grafik: Bundesrechnungshof (2024), adaptiert\r\n3\r\nIm Folgenden wird dargestellt, welche Ziele dabei verfolgt werden sollten:\r\n• Kosteneffizienz: Oberstes Ziel muss es sein, die \r\nKosten des Netzausbaus so gering wie möglich \r\nzu halten, ohne den Ausbau der Erneuerbaren \r\nund den Ausbau der neuen Lasten \r\n(Wärmepumpe, E-Auto, etc.) zu bremsen. Es \r\ngeht darum, ein kosteneffizientes Zielnetz für \r\neine auf überwiegend erneuerbaren Energien \r\nbasierende Energieversorgung zu bauen. Es darf \r\nweder zu groß dimensioniert sein, noch darf es \r\nvon den Netznutzern als unzureichend \r\nempfunden werden.\r\n• Verursachergerechtigkeit beziehungsweise \r\nKostenreflexivität: Der zusätzliche Netzausbau \r\nwird viele Milliarden Euro kosten. Um diese Zahl \r\nmöglichst gering zu halten, müssen die \r\nVerursacher zielgerichtet an den Kosten beteiligt \r\nwerden. Nur dann besteht ein Anreiz, den \r\nzusätzlichen Ausbau so gering wie möglich zu \r\nhalten. Gleichzeitig gilt: Wer Netzausbau \r\nvermeidet, muss honoriert werden.\r\n• Zeit und Ort als zentrale Kostentreiber: Die \r\nNetznutzung in Zeiten und an Orten mit hoher \r\ngleichzeitiger Netzbelastung sind der Grund, \r\nwarum ein Netz ausgebaut werden muss. \r\nEntscheidend für die Kosten ist also, wann und \r\nwo das Netz genutzt wird. Um das zu \r\nberücksichtigen, sind dynamische \r\nKomponenten am besten geeignet.\r\n• Verteilungsgerechtigkeit:\r\nVerteilungsgerechtigkeit kann bei der \r\nAufstellung einer Netzentgeltsystematik nur im \r\nSinne der Verursachergerechtigkeit gedacht \r\nwerden. Die Verteilung von Investitionskosten ist \r\ndann gerecht, wenn sie vom Verursacher \r\ngetragen werden. Zusätzliche \r\nUmverteilungseffekte sind keine Frage der \r\nNetzentgeltsystematik, sondern wären mit \r\nMaßnahmen der Industriepolitik oder des \r\nSozialstaats durch Steuergelder abzufedern.\r\n• Technologien und Kundengruppen: \r\nNetzausbau kann von Verbrauchern oder \r\nErzeugern verursacht werden. Welche \r\nVerbraucher- oder Erzeugergruppe den \r\nNetzausbau verursacht, ist unerheblich. \r\nKlassifizierungen von Kundengruppen (Industrie, \r\nProsumer, Speicher) verstellen den objektiven \r\nBlick auf die physikalischen Parameter (Arbeit, \r\nLeistung, Ort, Zeit).\r\n• Isolierte Betrachtung von Nutzerverhalten: \r\nDer Beitrag zum Netzausbau kann niemals \r\nisoliert von den anderen Netznutzern betrachtet \r\nwerden. Die tatsächlichen Kosten der \r\nNetznutzung des Einzelnen sind immer vom \r\nindividuellen Beitrag zur Spitzenbelastung des \r\ngesamten Netzes abhängig. Starre, ganzjährige \r\nPreisbestandteile (z.B. Grundpreise, ganzjährige \r\nJahreshöchstlasten oder fixe \r\nBaukostenzuschüsse) behindern die \r\nKostenreflexivität.\r\nWorum es geht Worum es nicht geht\r\n4\r\nIII. Umsetzung in eine Netzentgeltsystematik\r\nEine Netzentgeltsystematik sollte auf den oben genannten klaren Prinzipien aufbauen, die Ziele und \r\nRandbedingungen eines auf erneuerbaren Energien ausgerichteten Stromsystems beschreiben: \r\nKosteneffizienz, Verursachergerechtigkeit bzw. Kostenreflexivität und Zeit und Ort als zentrale\r\nKostentreiber. Auch Bestandteile, die nicht in die Diskussion gehören, müssen klar identifiziert werden. \r\nZur Erreichung der genannten Ziele müssen die unterschiedlichen Kostenblöcke eines Verteilnetzbetreibers\r\n– wie Netzausbaukosten, Ersatzinvestitionen, Verlustenergie, etc. – den Netznutzern zugewiesen werden, \r\ndie sie verursachen. Unterschiedliche Kostenblöcke können unterschiedliche Entgeltsystematiken \r\nerfordern. Dabei ist maßgeblich, ob das jeweilige Nutzerverhalten diese erhöht oder verringert. Dies gelingt am \r\nehesten durch die folgenden Elemente: \r\n1. Netzausbaukosten durch dynamische \r\nNetzentgelte für Verbrauch und Erzeugung\r\nabbilden. \r\nEin hochdynamisches Netzentgelt für Erzeugung und \r\nVerbrauch bildet die Verursachergerechtigkeit für \r\nzusätzlichen Netzausbau am besten ab. Dabei \r\ngelten unterschiedliche Preise in Euro je \r\nKilowattstunde, abhängig von der Zeit und dem Ort \r\nder Netznutzung. \r\nBestimmte Netze in Deutschland müssen vor allem \r\ndurch die steigende Nachfrage nach Strom \r\nausgebaut werden. Wer in diesen Regionen zu Zeiten \r\nniedriger Last verbraucht, ist geringer an den \r\nNetzkosten zu beteiligen als derjenige, der in Zeiten \r\nder örtlichen Jahreshöchstlast verbraucht. \r\nQuantitative Analysen zeigen, dass ein dynamisches \r\nvolumetrisches Entgelt in Euro pro kWh und zeitlich \r\nund örtlich differenziert den geringsten \r\nNetzausbaubedarf erzeugt. \r\n2. Einheitliche Preislogik.\r\nDie Netzentgeltsystematik sollte nicht zwischen \r\nKundengruppen differenzieren. Individuelle Logiken \r\nfür Prosumer, Industrie, Speicher, \r\ngemeinschaftliche Gebäudeversorgung und \r\nFreiflächen-PV sind nicht zielführend und \r\nvermischen häufig Verursachergerechtigkeit und \r\nVerteilungsgerechtigkeit.\r\n3. Dynamische Erzeugerkomponente.\r\nIn den Diskussionen zur Reform der Netzentgelte \r\nwird häufig auch eine Erzeugerkomponente erwähnt \r\n(etwa für PV). Grundsätzlich würden Netzentgelte für \r\nneue Erzeuger diese im Wettbewerb mit den alten, \r\nmeist fossilen Erzeugern massiv schlechter stellen. \r\nDennoch heißt Verursachergerechtigkeit von \r\nNetzausbau, dass Netzentgelte von Erzeugern und \r\nVerbrauchern erhoben werden können müssen \r\n(Prinzip symmetrischer Netzentgelte). Denn ist in \r\neinem Gebiet der Ausbau getrieben durch die PV\u0002oder Wind-Einspeisung, dann müsste das \r\nNetzentgelt-Signal für einen kosteneffizienten \r\nAusbau auch die Einspeiseseite erreichen. \r\nBei einem solch radikalen Schritt müssen \r\nAnlagenbetreiber durch flexible Einspeisung ihren \r\nBeitrag zum Netzausbau und damit zu den \r\nNetzkosten so gering wie möglich halten können. \r\nWer an einem Ort mit hoher Einspeisung zu einer Zeit \r\neinspeist, in der auch alle anderen einspeisen, der \r\nzahlt mehr Netzentgelt. Wer dagegen seine \r\nEinspeisung verschieben kann, zahlt weniger. \r\nEbenso müssten fossile Kraftwerke Netzentgelte \r\nzahlen – auch solche im Bestand. Andernfalls würde \r\nder Markt massiv zu Lasten der Erneuerbaren und zu \r\nGunsten der fossilen Kraftwerke verzerrt. Genauso \r\nwürde der Markt verzerrt, wenn von Erzeugern \r\nstattdessen pauschale Beiträge zur Netzfinanzierung \r\nerhoben würden, die sie nicht durch Flexibilität \r\n5\r\nbeeinflussen könnten – etwa Baukostenzuschüsse \r\noder Grundpreise. \r\n4. Flexibilität und negative Netzentgelte.\r\nWer Netzausbau vermeidet oder durch Flexibilität im \r\nbestehenden Netz Kapazität frei macht, der sollte \r\ndafür durch negative Netzentgelte belohnt werden \r\nkönnen. Speicher, bidirektionale Ladepunkte und \r\nflexible Verbraucher können den Netzausbau \r\nverringern, wenn sie gezielt das Gegenteil von dem \r\ntun, was die Mehrheit der Netznutzer in ihrem \r\nNetzgebiet gerade tut (“antizyklisches Verhalten”). \r\nDas schafft Netzkapazität ohne Netzausbau. \r\nWenn ein Speicherbetreiber zu einer Zeit mit hoher \r\nErneuerbaren-Einspeisung in seinem Netz Strom \r\nbezieht, dann muss sein Netzentgelt sinken oder er \r\nerhält sogar Entgelte zurück. Andersherum genauso: \r\nWer in Zeiten hohen Netzbezugs lokal Strom \r\neinspeist, der verringert den Bedarf an Netzausbau \r\nund sollte ebenfalls honoriert werden. Solch planbar \r\nantizyklisches Verhalten ist der Schlüssel zur \r\nVermeidung von Netzausbaukosten.\r\n5. Verteilung zwischen Netzebenen.\r\nAnders als früher nutzen die auf den höheren \r\nNetzebenen angeschlossenen Netznutzer heute \r\nauch die unteren Ebenen des Verteilnetzes. Dort wird \r\nder Strom aus Millionen PV-Anlagen eingesammelt, \r\nden die auf der Übertragungsnetzebene \r\nangeschlossenen Großverbraucher dann nahezu \r\nkostenlos verbrauchen können. \r\nEntsprechend wären die Nutzer der \r\nÜbertragungsnetze sowie der Hoch- und \r\nMittelspannungsebene ebenfalls an der \r\nFinanzierung der Niederspannungsnetze zu \r\nbeteiligen.\r\n6. Unterschiedliche Kostenblöcke auf \r\nunterschiedliche Entgelt-Elemente \r\nmappen.\r\nDie Kosten des Netzes bestehen aus \r\nunterschiedlichen Kostenblöcken, die \r\nunterschiedliche Verursacher haben können. Um \r\neinen Anreiz zur Kostenvermeidung zu geben, sollten \r\nsie entsprechend den unterschiedlichen Elementen \r\neines Entgeltes zugeordnet werden. \r\nAls Beispiel: Stromverteilung und -übertragung \r\nführen zu Verlustenergie in Höhe von zuletzt ca. \r\nsechs Milliarden Euro pro Jahr. Diese sollten je kWh \r\numgelegt werden, da mit jeder aus dem Netz \r\nbezogenen kWh auch Verlustenergie einhergeht. \r\n7. Die historischen Kosten des Netzes durch \r\nAnschlusskosten finanzieren.\r\nKosten, die nicht unmittelbar auf Netzausbau und \r\nNetzbetrieb entfallen, sind Kosten für die \r\nBeibehaltung des Status Quo (Historische-\r\n/Residual-Kosten). Da dieser Kostenblock keine \r\nLenkungswirkung mehr entfalten kann, kommt es \r\ndarauf an, mit vorhandener Netzkapazität sparsam \r\numzugehen und im bereits bestehenden Netz \r\nzusätzliche Kapazität für neue Netznutzer \r\nfreizumachen. \r\nDies gelingt am ehesten durch einen zeitlich \r\nvariablen Anschlusspreis – entweder als \r\nLeistungspreis oder als Kapazitätspreis in EUR pro \r\nkW Anschlussleistung für Zeiten hoher \r\nNetzbelastung. Damit würden auch Prosumer \r\nadäquat an der Netzinfrastruktur beteiligt, auch \r\nwenn sie das Netz beispielsweise nur im Winter \r\nnutzen. Um die Anreizwirkung dynamischer \r\nNetzentgelte möglichst intakt zu lassen, sollten \r\nZuschüsse aus dem Bundeshaushalt ausschließlich \r\nfür solche Anschlusskosten verwendet werden.\r\n8. Transformationspfade statt Abkürzungen.\r\nDie Einführung einer neuen Netzentgeltsystematik \r\nist ein politischer Kraftakt. Widerständen sollte mit \r\nlangen Übergangszeiträumen begegnet werden. \r\nNicht empfehlenswert wäre es an Stelle der \r\nEinführung kostenreflexiver Netzentgelte nur \r\npauschale Anpassungen in der bestehenden \r\nNetzentgeltsystematik vorzunehmen. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-05-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019233","regulatoryProjectTitle":"Umsetzung der Verbraucherkreditrichtlinie","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/0e/e1/606240/Stellungnahme-Gutachten-SG2507250015.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":"Umsetzung der Verbraucherkreditrichtlinie\r\nDas BMJV hat im Juni 2025 einen Referentenentwurf (Ref-E) für ein Gesetz zur Umsetzung \r\nder Richtlinie (EU) 2023/2225 (Consumer Credit Directive 2, CCD 2) veröffentlicht. Der Ref-E \r\nsieht vor allem die Einführung des Absatzfinanzierungsaufsichtsgesetzes vor, nach dem \r\nKreditgeber einer einfachen Registrierungspflicht unterfallen. \r\nAllerdings differenziert das AbsFinAG-Ref-E nicht zwischen der Konsumfinanzierung und \r\nAbsatzfinanzierung nachhaltiger Verbraucherinvestitionen und bezieht daher \r\nUnternehmen, die im Rahmen ihres Geschäftsmodells den Absatz von Photovoltaik-Anlagen \r\nund Wärmepumpen, d.h. nachhaltigen Verbraucherinvestitionen, finanzieren, in seinen \r\nAnwendungsbereich ein. Dies sollte aus rechtlichen Gründen korrigiert werden.\r\n1. Der Gesetzgeber sollte daher im zu beschließenden Umsetzungsgesetzes zur \r\nRichtlinie (EU) 2023/2225 („CCD 2“) durch Ergänzung des § 2 AbsFinAG-Ref-E um einen \r\nSatz 2 ausdrücklich regeln, dass in Übereinstimmung mit der CCD 2 solche \r\nKreditgeber vom Anwendungsbereich des Gesetzes nicht erfasst sind, die es \r\nVerbrauchern durch eine Finanzierungshilfe (insbesondere durch \r\nKaufpreisstundungen zur Absatzförderung sowie Mietverträge mit Kaufoption) \r\nermöglichen, durch den Kauf der angebotenen Ware eine nachhaltige Investition zu \r\ntätigen, die sich typischerweise über die Laufzeit der Finanzierungshilfe amortisiert.\r\n2. Die Ausnahme der Absatzfinanzierung nachhaltiger Verbraucherinvestitionen vom\r\nAnwendungsbereich des AbsFinAG-Ref-E entspricht dem Schutzzweck der CCD 2. \r\nDeren Ziel ist es, Verbraucher vor Überschuldung durch übermäßige und \r\nimpulsgetriebene Konsumfinanzierung zu schützen. Sie soll einen besseren \r\nVerbraucherschutz für Verbraucher gegenüber potenziell nachteiligen \r\nKreditprodukten zur Konsumfinanzierung gewährleisten und somit das Vertrauen der \r\nVerbraucher stärken. Ein solches Überschuldungsrisiko besteht bei nachhaltigen \r\nVerbraucherinvestitionen nicht. Dies gilt insbesondere für Ratenzahlungsmodelle \r\nsowie Mietmodelle mit Kaufoption zur Finanzierung von Investitionen von \r\nVerbrauchern in die Zukunft der eigenen Energieversorgung.\r\n3. Der Schutzzweck der CCD 2 umfasst nicht die Finanzierung investiver \r\nVerbraucherausgaben, insbesondere nachhaltige Investitionen in die Versorgung \r\ndurch erneuerbare Energien wie Photovoltaik-Anlagen und Wärmepumpen. Es \r\nhandelt sich dabei nicht um Konsumfinanzierung mit den üblichen \r\nÜberschuldungsrisiken für Verbraucher. Verbraucherinvestitionen sind weder \r\nimpulsgetrieben – im Gegenteil erstrecken sich entsprechende Verkaufsprozesse \r\nregelmäßig über sechs bis acht Wochen – noch Ausdruck eines übermäßigen \r\nkurzfristigen Konsums. Stattdessen wird für den Verbraucher – im Gegensatz zu \r\nreinen Konsumfinanzierungen (z.B. Finanzierung eines Urlaubs) – ein Beitrag zur \r\nVermögensbildung geschaffen, der dem Verbraucher Erträge generiert. Reine \r\nKonsumfinanzierung hingegen hat keine weiteren Erträge zur Folge, das Erworbene \r\nverliert häufig rasch an Wert (z.B. Finanzierung eines Fernsehgeräts). Durch \r\nnachhaltige Investitionen entstandene Ersparnisse/erwirtschaftete Gewinne tragen \r\ndazu bei, dass sich der ursprüngliche Anschaffungspreis vollständig amortisiert und \r\nsogar darüberhinausgehende Erträge erzielt werden.\r\n2\r\nDer deutsche Gesetzgeber hat die CCD 2 in einem wirtschaftspolitischen Umfeld \r\numzusetzen, das durch die energiepolitische und wirtschaftliche Transformation von \r\nfossilen Energieträgern zur Nutzung erneuerbarer Energien (auf Verbraucherebene \r\ninsbesondere durch den Einsatz von Photovoltaik-Anlagen und Wärmepumpen) geprägt ist. \r\nDas Einrichten eines weitreichenden Aufsichtsrahmens für (wirtschaftliche) Kreditgeber, die \r\nnachhaltige Produkte der Energietransformation vertreiben, würde allerdings den vom \r\ndeutschen wie europäischen Gesetzgeber in den letzten Jahren deutlich vorgegebenen und \r\nauch im Koalitionsvertrag 2025 verankerten Gedanken einer „Energiewende durch die \r\nVerbraucher“ unterminieren. Zudem würde dies den UN-Nachhaltigkeitszielen (Ziel 7: \r\n„Zugang zu bezahlbarer, verlässlicher, nachhaltiger und moderner Energie für alle sichern“) \r\nzuwiderlaufen, denen sich der Ref-E ausdrücklich verpflichtet. \r\nVor diesem Hintergrund sollte der Gesetzgeber das AbsFinAG-Ref-E wie folgt ändern:\r\n1. § 1 wird um einen Absatz 3 mit nachfolgendem Wortlaut ergänzt:\r\n„Nachhaltige Verbraucherinvestitionen sind solche Verbraucherinvestitionen, die sowohl \r\nökonomisch als auch ökologisch nachhaltig i.S.d. Verordnung (EU) 2020/852 sind.“\r\n2. § 2 Absatz 1 wird um einen Satz 2 mit folgendem Wortlaut ergänzt:\r\n„Es gilt nicht für Kreditgeber, die es Verbrauchern durch eine Finanzierungshilfe (insbesondere durch \r\nKaufpreisstundungen sowie Mietverträge mit Kaufoption zum Zwecke der Absatzförderung) \r\nermöglichen, durch den Kauf der angebotenen Ware eine nachhaltige Investition i.S.v. § 1 Absatz 3 \r\nzu tätigen.“\r\nIn der Gesetzesbegründung zum AbsFinAG-Ref-E sollte klarstellend ergänzt werden:\r\n„Vom Anwendungsbereich des Gesetzes sind solche Kreditgeber nicht erfasst, die es Verbrauchern \r\ndurch eine Finanzierungshilfe (insbesondere durch Kaufpreisstundungen sowie Mietverträge mit \r\nKaufoption zum Zwecke der Absatzförderung) ermöglichen, durch den Kauf der angebotenen Ware \r\neine nachhaltige Investition zu tätigen. Darunter fallen vor allem solche Investitionen von \r\nVerbrauchern, die sich auf längere Zeit wertsteigernd auf das Vermögen des jeweiligen Verbrauchers \r\nauswirken und sich über die Laufzeit der Finanzierungshilfe – im Idealfall vollständig – amortisieren. \r\nInsofern wird dem Ziel der Richtlinie (EU) 2023/2225 Rechnung getragen, Verbraucher vor dem \r\nÜberschuldungsrisiko durch übermäßige und impulsgetriebene Konsumfinanzierung (d.h. durch die \r\nFinanzierung von in der Regel häufig wiederkehrenden, mit einem raschen und hohen Wertverlust \r\neinhergehenden Anschaffungen) zu schützen. Ein solches Überschuldungsrisiko besteht bei \r\nnachhaltigen Verbraucherinvestitionen nicht. Denn derartige Verbraucherinvestitionen beschränken \r\nsich (i) auf nur wenige Male im Leben eines Verbrauchers und (ii) generieren sie dem Verbraucher im \r\nUnterschied zu regelmäßig mit deutlichen Wertverlusten einhergehenden konsumtive Investitionen \r\nnicht nur Wertzuwachs, sondern Erträge, wodurch sich die Investitionen in absehbaren Zeiträumen \r\namortisieren. Dies gilt insbesondere für Investitionen von Verbrauchern in die Zukunft der eigenen \r\nEnergieversorgung.“"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-07-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020098","regulatoryProjectTitle":"Entwurf zum EnWG zur Stärkung  des Verbraucherschutzes im Energiebereich","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/71/15/624398/Stellungnahme-Gutachten-SG2510010006.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":"Positionspapier zur Novelle des \r\nMessstellenbetriebsgesetzes \r\nBerlin, 25. September 2025\r\nDer zügige Rollout intelligenter Mess- und Steuerungstechnik ist der zentrale \r\nBaustein, um Netze zu digitalisieren und Erzeugung und Verbrauch so zu steuern, dass\r\ndie Stromkosten und die Systemkosten für alle Verbraucher langfristig und \r\nstrukturell sinken. Das Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) in seiner aktuellen Fassung \r\nsetzt jedoch auf Bürokratie statt Beschleunigung. Im Rahmen der Beratungen des\r\nEntwurfs eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung \r\ndes Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer \r\nenergierechtlicher Vorschriften (Drucksache 21/1497) schlagen wir drei zentrale \r\nAnpassungen des MsbG vor, die den Rollout erheblich beschleunigen und zugleich \r\nWettbewerb und Kundenrechte stärken.\r\nI. Kooperation zwischen grundzuständigen und wettbewerblichen \r\nMessstellenbetreibern (§ 41 MsbG).\r\nHeute wird auf die Rolloutquote des grundzuständigen Messstellenbetreibers (gMSB) nur \r\nder Einbau von Smart Metern durch den gMSB im eigenen Netzgebiet angerechnet. Mit \r\ndem vorliegenden Entwurf soll in § 41 Abs. 1 S. 2 MsbG-E die Möglichkeit eingeführt \r\nwerden, dass gMSB untereinander Kooperationen eingehen können, wonach die bei den \r\nAusbauverpflichtungen erzielten Quoten für die kooperierenden Unternehmen fortan in \r\ndem gesamten Gebiet der Kooperation gemeinsam gelten. Die geplante Regelung mag im \r\nEinzelfall positive Effekte haben, geht aber insgesamt zu kurz: Vereinbart beispielsweise \r\nein gMSB aus Schleswig-Holstein, der seinen Ausstattungsverpflichtungen nicht \r\nnachkommt, einen Kooperationsvertrag mit einem gMSB in Bayern, der seine \r\nVerpflichtungen übererfüllt, kann sich der gMSB aus Schleswig-Holstein diese Einbauten\r\nauf die Rolloutquote in seinem heimischen Netzgebiet anrechnen lassen. Der mit dem \r\nRollout beabsichtigten Stärkung der Netzstabilität wird damit jedoch in Schleswig\u0002Holstein kein bisschen geholfen. Zudem besteht eine Ungleichbehandlung, da \r\nKooperationen mit wettbewerblichen Messstellenbetreibern (wMSB) aktuell gesetzlich \r\nnicht vorgesehen sind. \r\nEine zielführende Lösung wäre, dass gMSB und wMSB Kooperationen vereinbaren \r\nkönnen, in deren Rahmen die vom wMSB im Netzgebiet des gMSB eingebauten Systeme \r\nauf die Quote des gMSB angerechnet werden. Für die Ziele des Smart-Meter-Rollouts ist \r\nes nämlich gleich, ob in einem Netzgebiet ein Smart Meter vom gMSB oder vom wMSB \r\nverbaut wurde. Indem die Kräfte von gMSB und wMSB gebündelt werden, steigt das \r\nRollout-Tempo, Fehlanreize werden vermieden und das Solarspitzen-Problem zügiger\r\nentschärft, indem deutlich schneller die zur Netzentlastung erforderliche\r\n2\r\nSteuerungsinfrastruktur ins Feld kommt. Darüber hinaus können solche Kooperationen \r\ndazu dienen, die Verbraucherakzeptanz zu steigern: Denn aktuell sind Smart Meter auf \r\nKundenwunsch für die gMSB immer ein Problem, weil sie die Pflichtrollout-Planungen \r\nunterlaufen – und werden deshalb kaum bedient. Hier könnte der gMSB dann auf den \r\nwMSB verweisen. Diese Forderung entspricht auch den Empfehlungen des jüngst\r\nveröffentlichten „Monitoringbericht zum Start der 21. Legislaturperiode“ (vgl. Seite 168 ff. \r\ndes Berichts), wonach Kooperationen mit wMSB zur Erfüllung der Rolloutziele incentiviert \r\nwerden sollten.\r\nII. Abschaffung der Haltefrist beim Messstellenbetreiberwechsel (§ \r\n5 MsbG-E).\r\nDer vorliegende Entwurf sieht vor, dass Kunden, bei denen der gMSB ein Smart Meter \r\nverbaut hat, zwei Jahre lang ihr Recht zur Auswahl eines Messstellenbetreibers nicht \r\nausüben dürfen. Diese Haltefrist beschneidet ohne sachlichen Grund den Wettbewerb \r\nund greift in das Auswahlrecht der Kunden ein. Das ursprüngliche Ziel der Regelung, \r\nElektroschrott zu vermeiden, ist längst obsolet: Ab 2026 können ausgebaute intelligente \r\nMesssysteme an anderer Stelle wieder eingesetzt werden, bei klassischen Zählern war \r\ndies ohnehin bereits möglich. Die Haltefrist führt damit zu keiner ökologischen \r\nVerbesserung, sondern schafft nur eine wettbewerbliche Bremse. Sie verhindert, dass \r\nKunden bei Nichterfüllung von gesetzlichen Pflichten durch einen Messstellenbetreiber –\r\netwa beim Versand von Messwerten, dem Einbau von Steuertechnik, oder dem Angebot \r\nvon Zusatzleistungen nach § 34 Abs. 2 MsbG – zeitnah reagieren können. Die geplante \r\nEinführung kann so direkte Nachteile für die Verbraucher haben. Das betrifft \r\ninsbesondere auch die Kunden, die ihre PV-Anlagen netzdienlich in der \r\nDirektvermarktung einsetzen wollen, dies aber ohne zuverlässige Umsetzung der \r\nPflichten durch den gMSB nicht können. Die ersatzlose Streichung der Haltefrist würde \r\nWettbewerb und Innovation im Messwesen stärken, den Hochlauf von innovativen \r\nWärme- und Flexibilitätslösungen anreizen und Verbraucherrechte schützen.\r\nIII. Realistische Einführung von Viertelstunden\u0002Messwertinformationen (§§ 61/62 MsbG).\r\nDer vorliegende Entwurf sieht vor, dass Messstellenbetreiber die erhobenen Messwerte \r\nAnschlussnutzern und Anlagenbetreibern standardmäßig auf Anforderung live (d.h. \r\ninnerhalb von 15 Minuten) zur Verfügung zu stellen haben. Diese auf den ersten Blick \r\nsinnvolle Anforderung kommt jedoch zur Unzeit: Die gesetzlich vorgesehene Aufgabe des \r\nMessstellenbetreibers war bislang die Zurverfügungstellung von Messwerten zu \r\nAbrechnungszwecken nach § 60 MsbG – hierfür genügte im Regelfall dieÜbermittlung der \r\nMesswerte am Folgetag. Die Messstellenbetreiber haben ihre IT-Infrastruktur auf diese \r\nAnforderung hin ausgelegt und konfiguriert, Telekommunikationsverträge für die SIM\u0002Karten entsprechend verhandelt und dimensioniert, und ihre Prozesse den \r\n3\r\nenergiewirtschaftlichen Anforderungen entsprechend gestaltet (wobei bereits diese \r\nAnforderungen viele MSB überfordern). \r\nDie vorgesehene Pflicht, Endkunden flächendeckend Live-Viertelstundenwerte \r\nbereitzustellen, würde zu immensen IT-Anpassungskosten führen und wertvolle IT\u0002Ressourcen binden. Gerade zum jetzigen Zeitpunkt, an dem zahlreiche MSBs noch mit \r\nder Erfüllung der jetzt geltenden Anforderungen beschäftigt sind, ist nicht der richtige \r\nZeitpunkt, die Anforderungen zu erhöhen – der Rollout würde sonst deutlich verlangsamt \r\nwerden. Mit dem von der Bundesnetzagentur beauftragten MaBiS-Hub entsteht zudem \r\nbereits jetzt ein zentraler Datenzugang, über den Kunden künftig ihre Messwerte abrufen \r\nkönnen. Parallellösungen bei mehr als 900 Messstellenbetreibern aufzubauen, ist \r\nvolkswirtschaftlich ineffizient und technisch nicht zielführend. Es widerspricht auch dem \r\nGrundsatz der Datensparsamkeit, da MSB bisher nicht erhobene Kontaktdaten ihrer \r\nKunden erfassen und damit umfassende Register schaffen müssten, um entsprechende \r\nDatenzugänge (kostenintensiv) zu verwalten. Zudem stellen Lieferanten ihren Kunden \r\nbereits heute digitale Lösungen zur Verbrauchsvisualisierung bereit. Diese sind insofern \r\nauch der bessere Ort, als dort die Preisinformationen zur Verfügung stehen, d.h. das\r\neigentliche Ziel dort erreicht wird. Endkunden würden ein MSB-Portal folglich ohnehin \r\nkaum nutzen. Die geplante Pflicht ist daher redundant zu bereits bestehenden \r\nLieferantenlösungen und angesichts der Planungen zum zentralen Daten-Hub \r\nvolkswirtschaftlich fragwürdig. \r\nWeitere Anpassungen: \r\nÜber die drei Vorschläge hinaus sind weitere Klarstellungen sinnvoll, um rechtliche \r\nKlarheit zu schaffen und Investitionshemmnisse zu beseitigen. So sollten alle\r\nMessstellenbetreiber unabhängig von den Rolloutquoten der Netzbetreiber stets \r\nAnspruch auf Vergütung beim Einbau von Smart Metern bei PV-Anlagen über 7 kWp \r\nhaben. Es sollte zusätzlich klargestellt werden, dass bei der Erstausstattung von \r\nMehrfamilienhäusern mit intelligenten Messsystemen über den neu einzuführenden § 6 \r\nAbs. 1 Nr. 1 MsbG-E wie bisher keine Wartefristen erforderlich sind. Schließlich ist eine \r\nausdrückliche Klarstellung notwendig, dass Vermieter die Kosten für Mess- und \r\nSteuerungstechnik über die Betriebskostenabrechnung bis zur Höhe der gesetzlichen \r\nPreisobergrenzen weitergeben können – eine Praxis, die überwiegend bereits jetzt als \r\nzulässig angesehen wird, aber bislang unsicher ist. Auf diese Weise werden die \r\nverbleibenden Hemmnisse für den Smart-Meter-Rollout im Mehrfamilienhaus beseitigt\r\nund endlich mehr Mieter zu Teilnehmern der Energiewende gemacht. \r\nFazit:\r\nBeim Rollout intelligenter Mess- und Steuerungstechnik braucht es Kooperation statt \r\nDoppelarbeit, Wettbewerb statt Haltefrist, und die Priorisierung bei der Nutzung \r\nwertvoller und knapper energiewirtschaftlicher IT-Ressourcen statt Überforderung der IT-\r\n4\r\nSysteme. Mit den vorgeschlagenen Änderungen wird der Rollout beschleunigt und der \r\nWettbewerb gestärkt – für eine strukturelle und langfristige Senkung der Strom- und \r\nSystemkosten im deutschen Energiesystem. Das ist entscheidend nicht nur für den \r\nStromsektor. Am zügigen und effizienten Hochlauf von Mess- und \r\nSteuerungsinfrastruktur hängt auch das Gelingen von Wärme- und Mobilitätswende. \r\nSmart Meter stellen einen entscheidenden Hebel zur Reduktion der Betriebskosten \r\nvon Elektroautos und Wärmepumpen da und haben so direkten Einfluss auf die \r\nAkzeptanz der Energiewende in der Bevölkerung.\r\nKontakt: \r\nMarkus Meyer\r\nVP Public & Regulatory Affairs\r\npolitik@enpal.de\r\nÜber Enpal:\r\nEnpal bietet eine integrierte Gesamtlösung für dezentrale Energie – mit Solaranlage, \r\nBatteriespeicher, Wallbox, Smart Meter und Wärmepumpe. Herzstück ist die KI-gestützte \r\nStromhandelsplattform Enpal.One+, die zehntausende Speicher zu einem virtuellen \r\nKraftwerk vernetzt und Strombezug sowie -einspeisung am Strommarkt intelligent \r\noptimiert. Seit der Gründung 2017 in Berlin etablierte sich Enpal als Marktführer für \r\nSolaranlagen in Europa, als Marktführer für Wärmepumpen in Deutschland, sowie \r\nals größter wettbewerblicher Messstellenbetreiber für Smart Meter in Deutschland. \r\nHeute vertrauen mehr als 100.000 Kundinnen und Kunden mit über 300.000 dezentralen \r\nEnergieanlagen auf Enpal. 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