Kabinettsbeschluss über den Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung liegt seit Mitte November vor – was wird noch vor den Neuwahlen verabschiedet?
Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) hat am 27. August 2024 einen Referentenentwurf zur Änderung u.a. des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) sowie des Erneuerbare Energien Gesetzes (EEG) vorgelegt (wir berichteten zum ersten Referentenentwurf: Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung | ADVANT Beiten). Der Entwurf dient in wesentlichen Teilen der Umsetzung von unionsrechtlichen Vorgaben, insbesondere der novellierten Strombinnenmarktrichtlinie (EU) 2024/1711, welche eigentlich bis zum 16. Januar 2025 in deutsches Recht umgesetzt sein sollte. Ebenfalls dient er der Umsetzung der mit der Wachstumsinitiative der Bundesregierung vorgestellten Maßnahmen zur Förderung der Wirtschaft und eines leistungsfähigen Energiemarkts.
Seitdem ist einiges passiert:
Zunächst erweiterte das BMWK den ersten Referentenentwurf und legte am 18. Oktober 2024 einen umfangreich überarbeiteten zweiten Referentenentwurf vor, der am 23. Oktober 2024 erneut in die Verbändeanhörung gegeben wurde (mit Frist zu Stellungnahme bis 25. Oktober 2024). Der neue Entwurf enthielt statt ursprünglich 8 Artikeln nunmehr nicht weniger als 29 Artikel, mit denen auf ca. 350 Seiten zahlreiche weitere Gesetze und Verordnungen im Energiebereich novelliert werden sollen. Darunter fanden sich neben den umfangreichen Änderungen in EnWG und EEG in Artikel 16 des Entwurfs nun auch weitreichende Änderungen des Messstellenbetriebsgesetzes (MsbG), mit dem der dringend erforderliche Rollout der Smart-Meter gesteuert wird. Die bereits aus der Vorgängerfassung bekannten Verbesserungen im Bereich von Verbraucherrechten inklusive der Einführung des sog. „Energy Sharing“ sowie der Vereinfachungen beim Netzanschluss wurden beibehalten und unter anderem um Regelungen zu flexiblen Netzanschlussvereinbarungen und Anpassungen bei der Direktvermarktung, dem Umgang mit negativen Strompreisen und der Steuerbarkeit von Erneuerbare-Energien-Anlagen ergänzt.
Das sog. "Ampel-Aus" vom 06. November 2024 ließ die gesamte Branche jedoch mit der ungewissen Frage zurück, ob und wenn ja welche der noch nicht beschlossenen Gesetzesentwürfe noch vor den Neuwahlen im Februar 2025 verabschiedet werden können und ob der "Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung" vom 18. Oktober 2024 mit dabei sein wird.
Das Bundeskabinett beschloss - für manche fast überraschend - noch am 13. November 2024 eine dritte Fassung des Gesetzes. Der damit vorliegende Gesetzesentwurf der Bundesregierung wurde noch einmal erweitert im Vergleich zum zweiten Referentenentwurf: Nunmehr sind 35 Artikel zu unterschiedlichen Gesetzesänderungen enthalten, verteilt auf ca. 450 Seiten.
Somit ist eine Verabschiedung des Gesetzes im Bundestag noch vor der Neuwahl im Februar zumindest theoretisch denkbar. Schon ein Blick auf den Tagungskalender des Bundestages zeigt jedoch, dass nicht mehr allzu viele Termine übrigbleiben, um ein solch umfangreiches Gesetz zu verabschieden. Bundeswirtschaftsminister Habeck zeigte sich zumindest zum Zeitpunkt der Veröffentlichung dieses Beitrags noch zuversichtlich und die gesamte Branche drückt die Daumen.
Trotz dieser ungewissen Ausgangslage sollen im Folgenden zumindest einige Kernpunkte des vom Kabinett beschlossenen Gesetzesentwurfs beleuchtet werden:
1. Änderungen im EnWG
a. Die Einführung flexibler Netzanschlussvereinbarungen
Der Entwurf sah bereits in seiner ersten Fassung umfangreiche Änderungen mit Blick auf die künftig einfacher, einheitlicher und schneller durchzuführenden Netzanschlussbegehren vor. Dabei geht es ganz generell um schnellere und verbindliche Rückmeldefristen in Netzanschlussverfahren, unverbindliche Netzauskünfte und Reservemechanismen für Anschlusskapazitäten.
Die neue Regelung in § 17 Abs. 2b EnWG-E, zusammen mit der Sonderregelung in § 8f EEG-E soll nun den Abschluss von sog. "flexiblen Netzanschlussvereinbarungen" für Anschlussnehmer sowie EE-Anlagen und Stromspeicher ermöglichen, bei denen im Gegensatz zu standardmäßigen Netzanschlüssen die installierte Leistung der Erzeugungs-, Verbrauchs,- oder Speicheranlage anschlussseitig nicht unbeschränkt zur Verfügung gestellt wird. Somit kann der Netzbetreiber den Netzanschlussbegehrenden in Fällen, in denen die Netzanschlusskapazität zumindest vorerst nicht genügt, durch die statische oder dynamische Begrenzung der Entnahme- oder Einspeiseleistung einen günstigeren und schnelleren Netzanschluss ermöglichen. Mindestinhalt einer solchen Vereinbarung sind unter anderem Höhe und Zeitraum bzw. Zeiträume und Dauer der Begrenzung sowie die konkreten technischen Anforderungen an die Begrenzung und die Vereinbarung einer Haftungsregelung im Falle der Überschreitung der Begrenzung, da dem jeweiligen Anschlussnehmer die Einhaltung der Begrenzung obliegt.
Die erzeugungsseitige Begrenzung für EE-Anlagen und Stromspeicher richtet sich nach den im Wesentlichen gleichen Regelungen des § 8f EEG-E. Zusätzlich findet sich hier in Abs. 2 Satz 1 Nr. 6 und Satz 2 eine besondere Regelung im Rahmen des vorgegebenen Mindestinhalts von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen zum sog. „cable pooling“, also einer gemeinschaftlichen Nutzung der Netzanschlussleistung an einem Netzverknüpfungspunkt durch verschiedene Anlagenbetreiber. In einem solchen Fall müssen der bestehende und der neu hinzutretende Anschlussnehmer eine Regelung zur gemeinsamen Nutzung der anschlussseitig begrenzten Einspeisekapazität zur Einhaltung der Leistungsbegrenzung finden sowie eine gesamtschuldnerische Haftung für etwaige Überschreitungen vereinbaren.
Hier soll also mit flexiblen und innovativen (FCA) Netzanschlusskonzepten vorausschauender Netzausbau angereizt werden. Hier wird wohl auf die Netzbetreiber Einiges zukommen.
b. Energy Sharing
§ 42c EnWG-E eröffnet eine neue Möglichkeit, Strom aus einer Anlage zur Erzeugung Erneuerbarer Energien zum gemeinsamen Verbrauch zu nutzen. Anders als das durch das Solarpaket I eingeführte Modell der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung erfolgt die Belieferung durch den Anlagenbetreiber unter Nutzung des Netzes der allgemeinen Versorgung. Wie bei der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung in § 42b EnWG ist aber ein Aufteilungsschlüssel erforderlich, der im Stromliefervertrag mit den Letztverbrauchern geregelt wird. Vorteilhaft beim Energy Sharing ist, dass keine Vollversorgung (dezentraler Strom und Reststrom) und keine Preisobergrenze wie bei geförderten Mieterstrommodellen nach § 42a EnWG gelten. Weiter ist bei diesem Modell vorteilhaft, dass die §§ 5 und 40ff. EnWG gegenüber dem Abnehmer nicht anzuwenden sind, also Abrechnungsverpflichtungen z.B. nicht gelten. Allerdings ist eine registrierende Leistungsmessung (RLM) vorgesehen. Also auch ein solches Modell funktioniert nur, wenn die entsprechenden Messkonzepte aufgesetzt werden.
Dieses Modell ist hoffentlich ein weiterer Anreiz, dezentrale Versorgungskonzepte umzusetzen. Die Vorteile der bereits bestehenden Geschäftsmodelle (Mieterstrom nach § 42a EnWG) und gemeinschaftliche Gebäudeversorgung (nach § 42b EnWG) werden beim Energy Sharing vereint. Allerdings entsteht durch das zusätzliche Plus, das Netz der öffentlichen Versorgung zu nutzen, zusätzlicher Erfüllungsaufwand beim Netzbetreiber.
2. Änderungen des EEG
a. Vergütung bei negativen Strompreisen - Umgang mit Stromspitzen
Mit dem neuen Entwurf des § 51 EEG-E soll das „Aus“ der Vergütung für die Einspeisung in Zeiten negativer Strompreise vorgezogen und auf nahezu alle Neuanlagen erweitert werden.
Nach den neuen Regelungen soll sich der anzulegende Wert in jedem Zeitraum, in dem der Spotmarktpreis negativ ist, auf Null – und zwar bereits ab Inkrafttreten des Gesetzes und nicht wie geplant erst ab 2027 – absenken. Hiervon ausgenommen werden Anlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 100 Kilowatt für Zeiträume vor dem Ablauf des Kalenderjahres, in dem diese Anlage mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wird, da vorher keine viertelstundenscharfen Einspeisezeiten ermittelt werden können. Ansonsten sind auch Anlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 2 Kilowatt – hierunter fallen regelmäßig Balkon-PV-Anlagen bzw. nach dem neuen Wortlaut sog. Steckersolargeräte – für Zeiträume vor dem Ablauf des Kalenderjahres, in dem die Bundesnetzagentur von ihrer neuen Festlegungskompetenz nach § 85 Abs. 2 Nummer 12 EEG-E Gebrauch gemacht hat, ausgenommen. Somit setzt die Anwendbarkeit dieser neuen Regelung die Feststellung voraus, dass sowohl die technische Ausstattung solcher Kleinstanlagen als auch die Abrechnungsprozesse der Netzbetreiber ein hinreichendes Niveau der Massengeschäftstauglichkeit und Digitalisierung erreicht haben.
Im gleichen Zuge wurde die Kompensationsregelung insbesondere für PV-Anlagen in § 51a EEG-E angepasst: in Zeiten negativer Preise erfolgt auch weiterhin eine Verlängerung des Vergütungszeitraums, nun jedoch mittels einer viertelstundenscharfen Betrachtung. Die Anzahl der Viertelstunden mit negativen Strompreisen wird zunächst pauschal um den Faktor 0,5 gekürzt um verschiedenen Umständen wie der Verschattung, Wolkenzug und Ähnlichem Rechnung zu tragen und einen Näherungswert für die Volllastviertelstunden zu ermitteln. Folgend enthält Absatz 2 eine auf empirischen Daten beruhende Aufstellung an monatlich zu erwartenden Volllastviertelstunden, sodass sich der Vergütungszeitraum verlängert, bis das errechnete Kontingent aufgebraucht ist. Für den Fall, dass dies untermonatlich erfolgt, kann die Anlage bis zum Monatesende unter Beibehaltung der Vergütung einspeisen.
Folglich ist „grüner Strom“ zunehmend verfügbar, aber nicht mehr jede Stunde erneuerbare Energien ist „gut“, sondern das System zu flexiblen Fahrweisen muss sich entsprechend entwickeln. Dabei soll der Anlagenbetreiber die 20 Jahre Förderung durch das EEG aufgrund von Investitions- und Planungssicherheit behalten können und sich gleichzeitig darauf konzentrieren, jede Stunde erneuerbare Energie bestmöglich zu verbrauchen, wenn sie produziert wird. Durch den Zubau von Speichern wird eine marktübliche Fahrweise so auch politisch angereizt.
b. Absenkung der Direktvermarktungspflicht auf Anlagen ab 25 kW
Mit den Änderungen in § 21 EEG-E soll der Schwellenwert für die maximale Anlagengröße im Rahmen der Einspeisevergütung von 100 kW auf 25 kW abgesenkt werden. Damit werden künftig mehr Anlagen der Veräußerungsform der Direktvermarktung zugeordnet, um eine bessere Markt- und Systemintegration zu erreichen. Es besteht jedoch eine Übergangsregelung für den Fall, dass die Anlage nach Inkrafttreten des Gesetzes und vor dem 1. Januar 2026 bzw. 2027 in Betrieb genommen wird, sodass die Schwellen hierfür 90 kW und 75 kW betragen. Eine weitere befristete Ausnahme – einhergehend mit der neuen Möglichkeit zum Abschluss flexibler Netzanschlussvereinbarungen – gilt für Anlagen, die zwar nach Inkrafttreten des Gesetzes aber vor dem 1. Januar 2027 in Betrieb genommen werden. Diese können, soweit sie ihre Wirkleistung am Netzanschlusspunkt auf 30 Prozent reduzieren, bis zum Ablauf des 31. Dezember 2026 die Einspeisevergütung erhalten, wobei sie danach der Direktvermarktungspflicht unterfallen.
Viele finden diese Änderungen bereits deshalb nicht vertretbar, da erkennbar im Markt eine Direktvermarktung bereits für Anlagen zwischen 100 kW und 200 kW schwierig war und gerade erst mit dem Solarpaket I die „unentgeltliche Abnahme“ eingefügt worden ist. Andererseits werden die Stimmen immer lauter, die eine Post-EEG-Ära im Blick haben und Modelle auch ohne EEG-Förderung für marktüblich halten, was spätestens ein Blick in andere EU-Staaten zeige.
3. Änderungen im Messstellenbetriebsgesetz
Bereits im zweiten Referentenentwurf vom 18. Oktober 2024 und damit auch im Gesetzesentwurf vom 13. November 2024 eingearbeitet wurden nun auch Änderungen des Messstellenbetriebsgesetzes (MsbG) (nun in Artikel 19 zu finden).
Gemäß § 29 Abs. 1 MsbG-E des zweiten Referentenentwurfs, sollte die Schwelle für die Einbaupflicht von intelligenten Messsystemen bei Letztverbrauchern von bisher 6.000 kWh Jahresverbrauch zunächst auf 10.000 kWh erhöht werden. Letztverbraucher mit einem Jahresverbrauch unter dieser Schwelle sollten künftig nur als sog. "optionale Einbaufälle" gelten (§ 29 Abs. 2 MsbG-E); hier hätte der grundzuständige Messstellenbetreiber also selbst entscheiden können, ob diese Messstellen mit intelligenten Messsystemen ausgestattet werden. Diese Erhöhung wurde jedoch im Kabinettsbeschluss wieder revidiert, in dem Bestreben, eine noch breitere Digitalisierung zu ermöglichen, sodass bei Letztverbrauchern auch weiterhin die Einbauschwelle von 6.000 kWh gilt. Um den Smart-Meter-Rollout hin zu einem Smart-Grid-Rollout weiterzuentwickeln, soll jedoch durch § 29 Abs. 1 Nummer 2 MsbG-E die Einbauschwelle für intelligente Messsysteme und (Fern-)Steuerungseinrichtungen auf Erzeugungsanlagen mit einer installierten Leistung von über 2 Kilowatt abgesenkt werden. Die Zuständigkeit für den Einbau soll auch hier künftig beim grundzuständigen Messstellenbetreiber und nicht mehr beim Anlagenbetreiber liegen. Mit diesen Änderungen sollen die Einbaufälle auf Erzeugerseite zunehmen und den Smart-Meter-Rollout noch stärker systemorientiert ausrichten.
Weitere Änderungen des MsbG-E betreffen die Anpassung der Preisobergrenzen hinsichtlich der Einbaukosten gem. § 30 MsbG-E, die für manche Einbaufälle erhöht, für andere aber auch gesenkt werden sowie den Ausbaupfad des Rollouts in § 45 MsbG-E. Hier sollen die erforderlichen Quoten bei Erzeugungsanlagen deutlich früher erreicht werden.
Die flächendeckende Umstellung der bestehenden Messsysteme auf intelligente Messsysteme ist nach wie vor – aus Sicht wohl der gesamten Branche und nicht nur der Politik – eine der drängendsten Aufgaben der Energiewirtschaft. Denn nur durch sie sind eine flexible und bedarfsgerechte Steuerung von Erzeugung und Verbrauch sowie marktorientierte und flexible Strompreise wirklich umsetzbar. Damit ist nicht nur die Umsetzung der Vorgaben des MsbG von Netzbetreibern und grundzuständigen Messstellenbetreibern, aber auch von Letztverbrauchern sowie Betreibern von Erzeugungsanlagen im Blick zu behalten. Auch der Blick auf die Einhaltung von datenschutzrechtlichen Vorgaben ist für die jeweils Betroffenen relevant (siehe hierzu bereits unseren Beitrag vom 30. September 2024: Was dürfen Smart-Meter? Datenschutzkonferenz zu funkbasierten Zählern | ADVANT Beiten).
Insgesamt enthält der nun vom Kabinett beschlossene Entwurf weitreichende Änderungen für das gesamte Energiewirtschaftsrecht, die insbesondere zur Flexibilisierung und Digitalisierung und "mehr Markt" bei der Energieversorgung beitragen. Weiterhin bleibt jedoch abzuwarten, was in den kommenden Wochen und Monaten passieren wird – und das nicht nur mit Blick auf den hier dargestellten Gesetzesentwurf.
Denn neben diesem gibt es zahlreiche weitere Projekte, die von der Energiebranche dringend erwartet werden, bei denen jedoch ebenfalls unklar ist, ob die Bundesregierung noch Mehrheiten im Parlament finden kann vor den Neuwahlen. Auf der Agenda stehen u.a. das Kraftwerkssicherheitsgesetz, das für die Versorgungssicherheit, die Umstellung von Kraftwerken auf Wasserstoff sowie die Verlängerung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes wichtig wäre, die Novellierungen der AVB-FernwärmeV (wir berichteten hierzu: Lang erwarteter Referentenentwurf der AVBFernwärmeV liegt vor – wesentliche Inhalte | ADVANT Beiten), des KRITIS-Dachgesetzes oder des BSI-Gesetzes zur Umsetzung der NIS-2-Richtlinie, um nur ein paar wenige zu nennen. Das Jahresende wird als noch einmal spannend. Wir werden die Entwicklungen im Auge behalten und Sie auf dem Laufenden halten.
Dr. Malaika Ahlers
Peter Meisenbacher
Bei allen Fragen rund um energierechtliche Themen stehen Ihnen ebenso Sebastian Berg, Anton Buro und Dr. Florian Böhm aus dem Energy-Team zur Verfügung.
