Leitlinien der Reform – wohin geht die Reise?

Die vorgenommenen Änderungen ergeben tatsächlich einen neuen Förderansatz: gezielte Förderung der schlechtesten Gebäude, einkommensschwacher Haushalte und mit einer betont europäischen Ausrichtung; im Einzelnen:

Worst Performing Buildings first: 

Fördermittel sollen dort wirken, wo der energetische Hebel am größten ist — bei den schlechtesten Gebäuden im Bestand. Der neue WPB-(„Worst Performing Buildings“) Bonus von +5 % (Einzelmaßnahmen) bzw. +10 % (Effizienzhaussanierung) ab Q1/2027 greift bei Gebäuden, die definierte Schwellenwerte unterschreiten. Ein WPB liegt vor, wenn bei WG der Energiebedarfsausweis Klasse H oder schlechter aufweist, bei NWG der Jahres-Primärenergiebedarf mindestens das Vierfache des jeweiligen Referenzgebäudes erreicht oder es sich um ein im Wesentlichen energetisch unsaniertes Gebäude aus dem Baujahr 1957 oder früher handelt. Dieser Ansatz spiegelt die europäischen Vorgaben aus der Gebäudeeffizienzrichtlinie (EPBD), welche sich ebenfalls im GModG niedergeschlagen haben.

Soziale Ausrichtung: 

Der Einkommensbonus bei der Heizungsförderung wird dreistufig: Haushalte mit einem zu versteuernden Einkommen bis EUR 30.000 erhalten künftig 40 % statt bisher 30 %; für Einkommen zwischen 30.000 bis EUR 40.000 bleiben es 30 %; bei Einkommen zwischen 40.000 bis EUR 50.000 werden erstmals 10 % gewährt. Familien mit minderjährigen Kindern im Haushalt profitieren von einer rechnerischen Absenkung des maßgeblichen Einkommens um EUR 10.000.

Europäische Komponente: 

Erstmals enthält das BEG einen neuen Bonus für eine europäische Wertschöpfung: Wärmepumpen europäischen Ursprungs sollen ab dem ersten Quartal 2027 mit einem „Made with Europe"-Bonus von 15 % gefördert werden. Die genaue Ausgestaltung dieses Bonus soll im zweiten Halbjahr 2026 erfolgen. 

Wesentliche konkrete Änderungen der BEG im Überblick

Es werden zudem eine Reihe (auch systematischer) Änderungen der BEG erkennbar:

EE-Klasse wird Pflicht: Bei der Effizienzhaussanierung (WG und NWG) wird die EE-Klasse — mindestens 65 % erneuerbare Energien, unvermeidbare Abwärme und/oder Wärmerückgewinnung — zur zwingenden Fördervoraussetzung. Die EE-Klasse ist somit Bestandteil der förderfähigen Stufen und löst keinen zusätzlichen Bonus mehr aus. Die Wärmeversorgung mit erneuerbaren Energien wird damit systemimmanent.

Tilgungszuschüsse sinken: Effizienzhaus („EH“) 85 EE, EH 70 EE und EG 70 EE erhalten künftig keinen Tilgungszuschuss mehr. EH 40 EE und EG 40 EE erhalten 10 %, EH/EG 55 EE und Denkmäler jeweils 5 %. Die Gesamtförderintensität sinkt damit spürbar.

Serielle Sanierung wird gestärkt: Der SerSan-Bonus (+5 % oder +15 % je nach Effizienzstufe) wird erstmals auch auf Nichtwohngebäude ausgeweitet und ist mit dem WPB-Bonus kumulierbar. Seriellen Sanierungslösungen kommt damit eine erhöhte Bedeutung zu.

Degression bei Mehrfamilienhäusern: Die förderfähigen Kosten für Hüllenmaßnahmen werden nach Wohneinheitenzahl gestaffelt (Staffelung auf EUR 30.000 für die erste Wohneinheit, EUR 15.000 für die zweite bis sechste und EUR 8.000 ab der siebten Wohneinheit). Das werden Eigentümer von größeren Mehrfamilienhäusern deutlich spüren.

Förderausschluss in Wärmenetzausbaugebieten: Dezentrale Heizungen wie Wärmepumpen sind künftig nicht mehr förderfähig, wenn die Kommune einen Fernwärmeanschluss innerhalb von drei Jahren verbindlich zusagt. Die Detailregelungen stehen noch aus; bis zur Veröffentlichung eines entsprechenden Infoblatts gilt diese Regelung noch nicht. Insoweit wird auf die deutliche Kritik reagiert, wonach es gilt Förderausschlüsse zu vermeiden, in denen ein Fernwärmeanschluss zwar langfristig geplant, kurzfristig aber nicht umsetzbar ist. 

Weitere Streichungen: Der bisherige 5%-Effizienzbonus für bestimmte Wärmepumpen, der Emissionsminderungszuschlag für Biomasseheizungen sowie die Förderung von energieeffizienten Innenbeleuchtungssystemen in Nichtwohngebäuden entfallen ersatzlos; der Klimageschwindigkeitsbonus sinkt schrittweise alle sechs Monate und entfällt vollständig ab August 2028. Der 5%-iSFP Bonus wird erst ab einem förderfähigen Mindestinvestitionsvolumen von EUR 30.000 gewährt und nur auf den darüberliegenden Kostenanteil berechnet (allerdings scheint eine einzelne iSFP-Maßnahme auszureichen). 

Fazit und Ausblick

Mit Blick auf die Haushaltslage und die anderen energierechtlichen Reformen war es absehbar, dass auch die Gebäudeförderung von Einsparungen betroffen sein wird. Glücklicherweise sind bereits zugesagte Anträge nicht von den Änderungen betroffen. 

Positiv ist zudem zu bewerten, dass weiterhin erhebliche Mittel für die Gebäudeförderung vorgesehen sind. Gerade die Einführung des WPB-Bonus sowie die stärkere Förderung serieller Sanierungen im Wohn- und Nichtwohnbestand kann Investitionsanreize setzen. 

Es ist aber wichtig zu sehen, dass die notwendige Transformation des Gebäudebestands das verlässliche staatliche Engagement hinter sich weiß. Zudem gilt zu hoffen, dass der Ausschluss dezentraler Heizungen in Fernwärmevorranggebieten nicht zu prohibitiv wirkt. Hier wird wohl erst nach Veröffentlichung eines gesonderten BMWE-Informationsblattes, welches in den nächsten Wochen erscheinen soll, Klarheit über Nachweis-, Zuständigkeits- und Umsatzanforderungen herrschen. 

Für die Praxis bedeutet dies jedenfalls: Die Förderarchitektur wird komplexer, die Bonuslogik vielschichtiger und die Förderausschlüsse kleinteiliger. Umso genauer ist zu bewerten, ob die eigenen Projekte nun unter dieses neue BEG-Regime fallen. Dabei unterstützen wir gerne.

Dr. Malaika Ahlers
Anton Buro

Der am heutigen Tag vom Kabinett beschlossene Entwurf des EEG 2027 („EEG 2027-E“) bringt einige tiefgreifende Änderungen – und betrifft insbesondere auch kleine PVA. Wir erklären im Folgenden, was sich für PVA unterhalb der Ausschreibungsschwelle mit diesem Gesetzentwurf ändern würde.

Stand des Gesetzgebungsverfahrens / Genehmigung der Europäischen Kommission

Das EEG 2027-E basiert stark auf einem Arbeitsentwurf des BMWE, welcher bereits im Februar 2026 geleakt wurde. Der aktuelle Entwurf befand sich seit dem 17. Juli 2026 in der Verbändeanhörung und wurde nun am 29. Juli 2026 vom Bundeskabinett beschlossen. Als nächstes muss das Gesetz noch im Bundestag und Bundesrat beraten werden. Anschließend muss das Fördersystem des EEG 2027-E dann von der Europäischen Kommission genehmigt werden. Es sind bei jedem dieser Schritte noch Änderungen möglich.

Die feste Einspeisevergütung läuft aus

Bisher war es einfach: Wer mit Anlagen bis 100 kWp Strom ins Netz einspeiste, erhielt dafür eine gesetzlich festgelegte Einspeisevergütung. Dies soll sich grundlegend mit dem EEG 2027 ändern. Der Entwurf schafft die feste Einspeisevergütung schrittweise ab und macht die sogenannte Direktvermarktung zum Regelfall. Als Begründung dafür führt der Entwurf an, dass kleine PVA in der Regel ohnehin wirtschaftlich seien.

Das bedeutet: Anlagenbetreiber müssen ihren Strom künftig direktvermarkten lassen – in der Regel über einen Direktvermarktungsvertrag. Um den Übergang abzufedern, sind befristete Übergangszahlungen vorgesehen, jedoch abhängig vom Inbetriebnahmedatum und der Anlagengröße und auch nur für maximal 36 Monate (sog. „Netzbetreiberabnahme“). 

Wer eine neue PVA plant, sollte sich frühzeitig um einen Direktvermarktungsvertrag kümmern und abklären, ob potenziell Übergangszahlungen für eingespeisten Strom in Frage kommen. Ersteres stellt derzeit eine erhebliche Herausforderung dar, denn ein funktionierender Markt für die Direktvermarktung von kleinen PVA existiert weitgehend noch nicht.

Die Förderung sinkt – und wird vereinheitlicht

Auch die Höhe der EEG-Förderung ändert sich. Der sogenannte anzulegende Wert – die Grundlage für wesentliche Berechnungen im EEG – wird einheitlich auf 6,2 Cent pro Kilowattstunde festgelegt. Bisher gab es eine Leistungsstaffelung abhängig von Faktoren wie Anlagengröße oder Anlagemodell (wie z.B. Aufdach-PVA); künftig gilt ein einheitlicher Satz für alle.

Außerdem fällt der sogenannte Volleinspeisebonus weg. Wer bislang seinen gesamten Solarstrom ins Netz eingespeist hat, statt ihn selbst zu nutzen, bekam dafür einen Aufschlag von bis zu 5,1 Cent pro kWh. Diese Förderung entfällt ersatzlos für Neuanlagen.

Weniger Strom ins Netz: 50-Prozent-Einspeiseeinschränkung

Eine weitere wesentliche Neuerung betrifft die sogenannte Wirkleistungskappung, womit die technische Begrenzung der tatsächlich nutzbaren elektrischen Leistung der PVA gemeint ist. Schon heute dürfen Dachanlagen nicht unbegrenzt Strom einspeisen – die Grenze liegt bisher bei 60 Prozent der installierten Leistung. Dieses Limit fiel bisher jedoch weg, sobald ein intelligentes Messsystem eingebaut wurde, d.h. erzeugt die Anlage Spitzenwerte kann dieser Strom weiterhin in die Wärmepumpe etc. fließen, nicht aber eingespeist werden.

Im EEG 2027-E wird die Grenze auf 50 Prozent dauerhaft abgesenkt – unabhängig von der verwendeten Messtechnik. Wer also eine 30-kWp PVA betreibt, darf künftig nur noch 15 kW ins Netz einspeisen.

zweiseitiger Contract for Difference: Förderung nur noch als Zweirichtungsstraße

Betreiber von Anlagen ab 100 Kilowatt müssen sich nach dem EEG-2027-E auf eine grundlegende Systemänderung einstellen. Bisher war die staatliche Förderung eine Einbahnstraße (sog. einseitiger „Contract for Difference“): Lag der Monatsmarktwert von Strom unter dem garantierten Förderniveau, zahlte der Netzbetreiber die Differenz in Form einer Marktprämie. Lagen die Preise höher, behielten die Anlagenbetreiber den vollen Gewinn.

Der Entwurf des EEG 2027 macht daraus nun eine Zweirichtungsstraße: Die Martkprämie wird zwar bei einer Unterschreitung des anzulegenden Werts weiterhin bezahlt. In Zeiten hoher Marktpreise müssen Betreiber aber einen sogenannten Refinanzierungsbeitrag an den Netzbetreiber zahlen (sog. zweiseitiger „Contract for Difference“). 

Vorgesehen ist allerdings die Möglichkeit, dass Anlagenbetreiber einmalig und unwiderruflich auf die geförderte Direktvermarktung verzichten können – dann entfällt auch die Rückzahlungspflicht.

Intelligente Messsysteme: Pflicht schon für sehr kleine PVA

Bereits heute müssen Anlagen ab 7 Kilowatt mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet werden. Im Entwurf des EEG 2027 sinkt diese Schwelle auf 2 Kilowatt.

Bestandsanlagen: Vorerst kein Handlungsbedarf

Wer bereits eine PVA betreibt, genießt Bestandsschutz – das bisherige Recht gilt weiter. Zugesagte Förderungen werden nicht rückwirkend geändert. 

Ausnahmen gibt es allerdings auch,  die nicht übersehen werden dürfen, wie bspw. hinsichtlich intelligenter Messsysteme sowie für Repowering-Maßnahmen.

Fazit: Verschiebung der Anreize von Einspeisung auf dezentrale Nutzung und Speicherung

Das EEG 2027-E verfolgt eindeutig den Zweck, ein Anreizsystem für die dezentrale, also gebäudenahe Nutzung wie Eigenversorgung, Mieterstrom, gemeinschaftliche Gebäudeversorgung etc. von PV-Strom zu schaffen.

Voraussetzungen für das Funktionieren dieses Anreizsystems ist aber, dass ein Markt für die Direktvermarktung von kleinen PVA geschaffen wird. Zudem ist erforderlich, dass der Smart-Meter-Rollout an Fahrt aufnimmt. Es bleibt daher abzuwarten, ob der Gesetzgeber flankierende Maßnahmen trifft, um diesen Aspekten Aufschub zu gewähren. Die Einigung der Koalition über die Umsetzung eines Smart-Meter-Light-Ansatzes lässt zumindest auf Letzteres hoffen.

Dr. Malaika Ahlers
Anton Buro

Von den ausgezeichneten Anwältinnen und Anwälten wurden 60 in der Kategorie "Best Lawyers" und weitere 10 in der Kategorie "Ones to Watch" berücksichtigt. Mehrere Anwältinnen und Anwälte wurden darüber hinaus in mehreren Rechtsgebieten empfohlen, sodass die Gesamtzahl der Auszeichnungen die Zahl der ausgezeichneten Personen deutlich übersteigt.

Die Ergebnisse werden in Deutschland exklusiv in Kooperation zwischen Best Lawyers und dem Handelsblatt veröffentlicht. Die Rankings zählen zu den renommiertesten Anerkennungen im Anwaltsmarkt und basieren auf einem umfassenden Peer-Review-Verfahren. Rechtsanwältinnen und Rechtsanwälte bewerten dabei die fachliche Expertise ihrer Kolleginnen und Kollegen innerhalb der jeweiligen Rechtsgebiete. Die Aufnahme in die Rankings erfolgt ausschließlich auf Grundlage dieser unabhängigen Empfehlungen.

Die diesjährigen Ergebnisse bestätigen die starke Marktposition von ADVANT Beiten in einer Vielzahl wirtschaftsrechtlicher Beratungsfelder. Zugleich verdeutlichen sie die erfolgreiche Entwicklung der nächsten Anwaltsgeneration innerhalb der Kanzlei, deren fachliche Leistungen in der Kategorie "Ones to Watch" besondere Anerkennung gefunden haben.

Die Auszeichnungen spiegeln die Expertise von ADVANT Beiten in einem breiten Spektrum wirtschaftsrechtlicher Expertise wider und bestätigen den Anspruch der Kanzlei, Mandantinnen und Mandanten bei komplexen nationalen und internationalen Fragestellungen auf höchstem Niveau zu beraten.

Tatsache ist: Das Antragsvolumen für Netzanschlüsse von Erneuerbare-Energien-Anlagen (EE-Anlagen) steigt erheblich. Dabei geht es um Photovoltaik, Wind an Land, Ladepunkte sowie insbesondere Batteriespeicher. Doch die Netzanschlusskapazitäten sind knapp. An vielen Stellen sind die Anschlusskapazitäten im Übertragungs- und Verteilnetz bis 2029 bereits jetzt ausgeschöpft. Der Netzausbau geht nur schleppend voran – langwierige Genehmigungsverfahren und technische Begrenzungen werden hierbei als Hemmnisse regelmäßig genannt. Die Folge davon ist, dass aufgrund der Kapazitätsengpässe den Anschlussbegehren der Antragsteller für einen bestimmten Zeitraum nicht oder nicht in vollem Umfang nachgekommen werden kann. Dies bremst Vorhaben im Bereich der erneuerbaren Energien und damit das Erreichen wichtiger Klimaziele.

Netzanschlussverfahren auf dem Prüfstand

Die derzeitige Situation erfordert einen prüfenden Blick auf die existierenden Netzanschlussverfahren in Deutschland. Was es braucht, sind klare, faire, effiziente und diskriminierungsfreie Verfahren, die einen verlässlichen Rahmen für den Zugang zu knappen Netzkapazitäten ermöglichen. Eine bundesweit einheitliche Regelung zu Netzanschlussverfahren besteht aktuell nicht. Dadurch haben Netzbetreiber erheblichen Spielraum in der Zuordnung der Netzanschlüsse bzw. im Zuteilungsverfahren derselben.

Weit verbreitet ist das Windhundprinzip („first come, first served“), wonach verfügbare Kapazitäten in der Reihenfolge der vollständigen Antragstellung vergeben werden. Zwar weist dieses Verfahren eine hohe Transparenz sowie einfache administrative Handhabung auf, auf der Kehrseite können jedoch wenige Großprojekte die gesamte verfügbare Kapazität einnehmen und andere kleinere Projekte verdrängen. Außerdem besteht die Gefahr, dass Spekulanten sich bereits Kapazitäten sichern, ohne dass ihre Projekte bereits umsetzungsfähig wären. Zusätzlich belasten Mehrfachanfragen für einzelne Projekte die Netzbetreiber. Es wird daher als nicht mehr zeitgemäß kritisiert.

Eine Alternative bietet das Planungsreifeprinzip („first ready, first served“). Um eine Anschlusskapazität zu erhalten, müssen Antragsteller nachweisen, dass ihr Projekt bis zu einem Stichtag eine hohe Realisierungswahrscheinlichkeit hat. Spekulativen Anfragen kann so vorgebeugt werden. Bestehen bleiben die Herausforderungen, dass einzelne Großprojekte die gesamten verfügbaren Kapazitäten beanspruchen können und dass schnell realisierbare Projekte komplexere verdrängen könnten.

Denkbar ist auch ein Stufenmodell, nachdem die beantragte Netzkapazität zunächst nur teilweise zugesichert und nach definierten Zwischenzielen schrittweise erhöht wird. So kann verfügbare Kapazität besser verteilt werden und es ergibt sich für Netzbetreiber der Raum zum Netzausbau. Es können mehr Antragsteller berücksichtigt werden, die langfristig planen können. Sind Antragsteller jedoch von Anfang an auf große Kapazitäten angewiesen, erweist sich dieses Modell als problematisch. Zudem basiert es auf dem geplanten, aber noch nicht realisierten künftigen Netzausbau. Wird dieser künftige Netzausbau nicht wie versprochen realisiert, drohen Risiken.

Eine weitere Möglichkeit stellt das Repartierungsverfahren dar. Dieses war ursprünglich das von der Bundesnetzagentur favorisierte Verfahren, für das jedoch kein Konsens gefunden und es deshalb nicht weiterverfolgt wurde. Beim Repartierungsverfahren werden die verfügbaren Netzanschlusskapazitäten auf mehrere Antragsteller verteilt: entweder unabhängig von der angefragten Leistung in einer gleichmäßigen Aufteilung auf jeden Antragsteller oder als prozentual anteilige Vergabe basierend auf der beantragten Leistung. Damit kann eine hohe Gerechtigkeit und Transparenz bei der Kapazitätsvergabe gewährleistet werden. Neben der hohen administrativen Komponente besteht bei diesem Modell allerdings auch das Problem, dass das Verfahren unsachgemäß ist, sobald benötigte Kapazitäten nicht teilbar sind.

Teilweise angedacht – vorbehaltlich einer Prüfung der rechtlichen Zulässigkeit – wird die Nutzung eines Versteigerungsmodells. Der Vergabeansatz könnte strategische Anfragen reduzieren, doch bedeutet er auch einen hohen Verwaltungsaufwand sowie mögliche Zugangshürden für kleinere oder gemeinwohlorientierte Projekte, die in der Regel keine Meistbietenden für veröffentlichte Netzanschlusskapazitäten sein können.

Einen ersten Schritt zu einem neuen Verfahren gehen nun die Übertragungsnetzbetreiber. Sie schlagen die Einführung des Reifegradverfahrens für Netzanschlüsse von Batteriespeichern und Großverbraucher in einem gemeinsamen Konzeptpapier vom 5. Februar 2026 vor. Da die Kraftwerks-Netzanschlussverordnung (KraftNAV) nicht auf Batteriespeicher anzuwenden ist, wie erst im Dezember 2025 durch den Verordnungsgeber klargestellt wurde, soll der Verfahrensvorschlag die Umsetzung einer umfangreicheren Netzanschlussregelung außerhalb der KraftNAV ermöglichen. Statt einer kontinuierlichen Einzelfallprüfung soll eine zyklische Bearbeitung aller Anträge beginnend ab 1. April 2026 stattfinden. Ferner sollen Mindestanforderungen für die formale Zulässigkeit des Antrags bestehen. Im Falle von Überzeichnungen soll eine Priorisierung nach Reifegrad erfolgen. Als Reifegradkriterien werden dabei Flächensicherung und Genehmigungsstand, technisches Anlagen- und Anschlusskonzept, Leistungsfähigkeit des Petenten sowie Netz- und Systemnutzen aufgeführt. Ob die BNetzA, wie von den Übertragungsnetzbetreibern gewünscht, das vorgeschlagene Verfahren mit Blick auf Speicheranlagen bestätigt und Anpassungen im EnWG zur Schaffung von Rechtssicherheit und zur Vertrauensbildung vorgenommen werden, bleibt abzuwarten.

Fazit und Ausblick

Einigkeit besteht darüber, dass eine Verbesserung der Netzanschlussverfahren erfolgen muss. Es bestehen auch Alternativen, die sich anzuschauen lohnen. Weiterentwicklung oder gezielte Anpassung der Modelle können dabei bestehende Schwächen reduzieren. Spannend bleibt jedoch, wie Netzbetreiber und Regierung auf den bestehenden Anpassungsbedarf reagieren. Vielfach diskutiert und auch kritisiert wird der kürzlich bekannt gewordene erste Referentenentwurf vom Bundeswirtschaftsministerium zum „Netzpaket“ („Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Synchronisierung des Anlagenzubaus mit dem Netzausbau sowie zur Verbesserung des Netzanschlussverfahrens“), welcher die Hoffnung derjenigen trübt, die auf eine klare bundeseinheitliche Regelung hoffen. Er zeigt jedoch, dass das Thema Netzanschlussverfahren im Wandel ist und mit einer Neuregelung in absehbarer Zukunft zu rechnen ist. Welche Auswirkungen diese haben wird, bleibt abzuwarten.

Peter Meisenbacher

Unser Energierechtsteam wird Sie über die einzelnen Reformprozesse informiert halten.

Nachfolgend sollen wesentliche Eckpunkte des Netzanschlusspaketes dargestellt und auf Kritikpunkte hingewiesen werden.

Gesetzgeberischer Anpassungsbedarf bezüglich des Netzanschlusses

Der Ausbau der erneuerbaren Energien sowie die Einführung neuer Technologien, wie beispielsweise Künstliche Intelligenz stellen höhere Anforderungen an die Netze. Gleichzeitig wird die Elektrifizierung der Wärmeversorgung durch Wärmepumpen oder die Elektrifizierung des Verkehrs voraussichtlich zu einer höheren Stromnachfrage führen.

Das BMWE prognostiziert gegenüber früheren Prognosen zwar ein moderateres Anwachsen der Nachfrage. Gleichwohl sollen durch das Netzpaket den Netzbetreibern rechtliche Handlungsmöglichkeiten eröffnet werden, um den Zubau von Erzeugungsanlagen, Speichern und Großverbrauchern besser mit dem Netzausbau zu synchronisieren. Es soll vor allem das Netzanschlussverfahren reformiert werden. Der Fokus liegt dabei auf Effizienz, Transparenz und Digitalisierung.

Nach der bisherigen Rechtslage galt bei Netzanschlussanfragen das sog. Windhundprinzip. Nach diesem Prinzip wurden Anschlussbegehren nicht strukturiert priorisiert, sondern nach dem Eingang des entsprechenden Antrages bearbeitet. Dies schaffte Rechtsunsicherheit und bot einen Anreiz möglichst frühzeitig in der Projektentwicklung Netzanschlusskapazitäten in Anspruch zu nehmen.

Priorisierung von Netzanschlussbegehren

Nun soll bezüglich der Beantragung und Bewilligung das „Windhundprinzip“ abgeschafft werden. Mithin werden Netzanschlussbegehren nicht mehr nach dessen Eingangsdatum bearbeitet.

Die Übertragungsnetzbetreiber werden nach § 17b Abs. 1 EnWG-E dazu aufgefordert ein gemeinsames transparentes, effizientes und diskriminierungsfreies Verfahren für Netzanschlüsse zu entwickeln und dieses durch die Bundesnetzagentur genehmigen zu lassen.

Aufgrund dieses Verfahrens soll eine Priorisierung der Netzanschlussbegehren nach § 17b EnWG-E erfolgen. Maßgebend für die Priorisierung sind dabei die in § 17b Abs. 1 EnWG-E genannten Qualitätskriterien sowie die entwickelten Regionalszenarien. Eine Priorisierung kann durch ein zeitweises Freihalten von Netzanschlusskapazitäten oder im Abschluss flexibler Netzanschlussvereinbarungen erfolgen. Mittels flexibler Netzanschlussvereinbarungen kann ein Netzpooling erreicht werden, bei dem verschiedene Verbraucher oder Erzeuger zeitabhängig Netzkapazitäten nutzen.

§ 17b Abs. 2 EnWG eröffnet die Möglichkeit auch für Elektrizitätsverteilnetzbetreiber auf das durch die Übertragungsnetzbetreiber entwickelte und durch die Bundesnetzagentur freigegebene Verfahren zur Priorisierung der Netzanschlussbegehren zurückzugreifen. 

Freigabe von nicht ausreichend genutzter Kapazitäten

Der neu einzuführende § 17 Abs. 1a EnWG-E sieht vor, dass nicht ausreichend über einen Zeitraum von drei Jahren genutzte Kapazitäten wieder freigegeben werden können.

Redispatch-Vorbehalt

Der Gesetzgeber möchte im Rahmen der Gesetzesreform die Kosten für Redispatchmaßnahmen reduzieren und das wirtschaftliche Risiko für solche Maßnahmen auf den Anlagenbetreiber verlagern. Unter Redispatchmaßnahmen fallen die Abregelung von Erzeugungsanlagen zur Gewährleistung der Netzstabilität. Im Falle einer solchen Abregelung besteht grundsätzlich ein Entschädigungsanspruch.

Zur Reduzierung der Redispatchkosten für den Netzbetreiber soll die Definition eines "kapazitätslimiterenden Netzes" eingeführt werden. Innerhalb des als kapazitätslimitiert gekennzeichneten Netzgebietes sollen neue Erzeugungsanlagen nicht mehr zugelassen werden, wenn sie nicht für einen Zeitraum von bis zu zehn Jahren auf Entschädigungsansprüche für Redispatchmaßnahmen verzichten.

Das kapazitätslimitierte Netz kann für die Dauer von bis zu 10 Jahren ausgewiesen werden, wenn die Einspeiseleistung im vorangegangenen Kalenderjahr um mehr als 3 Prozent gegenüber der technisch möglichen Einspeiseleistung angepasst wurde (§ 14 Abs. 1d EnWG-E).

Baukostenzuschuss

Der Gesetzgeber möchte die Netzbetreiber bei den Kosten für den Netzausbau entlasten und die wirtschaftlichen Kosten auf die Anlagenbetreiber von Erzeugungsanlagen verlagern. Gleichzeitig sollen Netzgebiete als Einspeisenetz deklariert werden. Hier soll nur ein reduzierter Baukostenzuschuss zu erheben sein.

Digitalisierung und Transparenz

Der Gesetzgeber möchte das Netzanschlussverfahren vollständig digitalisieren. Dies umfasst sowohl das Antragsverfahren als auch die Verwaltungskommunikation.

Es soll durch eine Webseite über regionale Netzanschlusskapazitäten informiert werden. Zudem ist eine individuelle Netzanschlussauskunft möglich.

Kritik am aktuellen Entwurf

Die Branche reagiert verhalten auf den öffentlich gewordenen Entwurf.

Insbesondere der Redispatch-Vorbehalt steht in der Kritik. Branchenverbände kritisieren, durch den Verzicht auf eine Redispatchentschädigung werden die Projekte wirtschaftlich schwieriger zu kalkulieren. Dies verkompliziere die Finanzierbarkeit der Projekte.

Zudem würde die 3 Prozent-Schwelle dazu führen, dass schon heute viele Gebiete als kapazitätslimitierend anzusehen seien. Der Zeitraum von 10 Jahren sei zu lange und stellt für die Netzbetreiber einen Anreiz dar die Netze nicht zügig zu modernisieren und auszubauen.

Auch europarechtlich bestehen Bedenken gegen den Gesetzesvorschlag. Art. 13 Abs. 2 VO (EU) 2019/943 (Elektrizitätsbinnenmarkt-Verordnung) sieht vor, dass Anlagenbetreiber grundsätzlich bei einem Redispatch zu vergüten sind. Es ist daher rechtlich fraglich, ob diese Regelung umgangen wird, wenn in kapazitätslimitierenden Netzen die Projektierer die Wahl haben, ob der Netzanschluss vorerst nicht erfolgt oder ohne Vergütung. 

Ein weiterer Kritikpunkt lässt sich in § 17b Abs. 2 EnWG-E sehen. Hier wird den Netzbetreibern die Möglichkeit überlassen das durch die Übertragungsnetzbetreiber entwickelte Verfahren zur Priorisierung der Netzanschlussbegehren zu übernehmen. Diese Freiwilligkeit zugunsten der Verteilnetzbetreiber kann zu einer Zersplitterung des Verwaltungsverfahrens führen und steigert die Komplexität.

Ausblick

Der Gesetzgebungsentwurf beinhaltet im Bereich Digitalisierung der Kommunikation bei Netzanschlussbegehren sowie im Bereich Transparenz der Netzanschlussmöglichkeiten viele positive Ansätze. Dies erleichtert Projektierer die frühe Planung der Projekte. 

Zudem eröffnet der Gesetzesentwurf für die Netzbetreiber Möglichkeiten vorhandene Netzkapazitäten effizient und vollständig auszunutzen.

Der Entwurf unterstreicht aber auch einen kritischen Blick des Gesetzgebers auf den Ausbau dezentraler erneuerbarer Energien. Es scheint so, als zeichne sich ab, dass der Fokus wieder auf die klassische eher zentralisierte Energiewirtschaft und auf fossile Energieträger gelegt wird.

Die Kritik der Verbände aus dem Bereich der erneuerbaren Energien und die europarechtlichen Bedenken werfen die berechtigte Frage auf, ob der Gesetzesentwurf tatsächlich so umgesetzt wird. Ebenfalls sind wohl auch geopolitische Überlegungen aufgrund des aktuell vorliegenden Iran-Konflikts und des damit verbundenen Preisanstiegs fossiler Energieträger zu berücksichtigen. Jedenfalls zeichnet sich bereits ab, dass sich der EuGH mit der Rechtsmäßigkeit des Redispatch-Vorbehalts befassen wird, wenn der aktuelle Gesetzesentwurf so verabschiedet wird.

Dr. Florian Böhm
Peter Meisenbacher

Gegenstand des Projekts ist die Realisierung von zwei netzgekoppelten Batteriespeicheranlagen mit einer Gesamtleistung von bis zu 15 MW und einer Speicherkapazität von insgesamt 30 MWh. Die Anlagen sollen ab Spätherbst 2026 in Betrieb gehen und insbesondere zur Netzstabilisierung sowie zur Teilnahme an verschiedenen Energiemärkten eingesetzt werden. TRICERA Energy fungiert dabei als Generalunternehmer (EPC) und Systemintegrator.

Das Mandat unterstreicht die zunehmende Bedeutung von Batteriespeicherprojekten als integralen Bestandteil der Energiewende und der kommunalen Energieversorgung. ADVANT Beiten Partner Dr. Christof Aha verfügt über umfassende Erfahrung in der rechtlichen Begleitung von Projekten und Transaktionen im Bereich der Energiespeicherung. Diese Erfahrung umfasst sowohl die rechtliche Beratung von Projektentwicklungen als auch von M&A-Transaktionen im BESS-Sektor.

Zuletzt beriet ein Team um Christof Aha die luxemburgische BESST Energy beim Erwerb der TriSol GmbH, einem Joint Venture von TRICERA Energy und PowerGen mit einem Portfolio von sechs Batterie-Energiespeicher-Systemen (BESS) mit einer Gesamtleistung von 185 MW. Die aktuelle Beratung der Stadtwerke Villingen-Schwenningen fügt sich in eine Reihe von Beratungen im Bereich der Batteriespeicher ein und unterstreicht die kontinuierliche rechtliche Begleitung komplexer Projekte und Transaktionen in diesem Sektor.

Pressekontakt
Frauke Reuther
Kommunikation
ADVANT Beiten
+49 (69) 75 60 95 - 570 
frauke.reuther@advant-beiten.com

Deutschland als Standort souveräner und nachhaltiger Rechenzentren

Viele Teilnehmer sehen große Chancen für Deutschland, sich als europäischer Standort für souveräne und klimaneutrale Rechenzentren zu positionieren. Voraussetzung dafür ist jedoch eine Energieinfrastruktur, die den steigenden Anforderungen gerecht wird.

Breite Einigkeit besteht darin, dass der Ausbau der Übertragungs- und Verteilnetze derzeit nicht ausreicht, um Rechenzentren zuverlässig und klimafreundlich zu versorgen. Zwar besteht für Betreiber die Möglichkeit, Netzinfrastruktur selbst zu errichten, doch fehlen klare regulatorische Anreize und verlässliche Modelle zur späteren Übernahme durch den Netzbetreiber.

Energiepreise und Genehmigungsverfahren

Die Konsultation zeigt außerdem deutlich, dass große Hemmnisse bei den hohen Energiepreisen und den langwierigen Genehmigungsverfahren liegen.

Energiepreise sind ein entscheidender Wettbewerbsfaktor. Diskutiert werden von der Branche neben gezielten Entlastungen, spezielle Tarife oder Reformen bei Umlagen und Abgaben. Für Betreiber ist entscheidend, dass der Gesetzgeber Planbarkeit und Kostentransparenz gewährleistet.

Neben den Energiekosten stellt auch das uneinheitliche und anspruchsvolle Genehmigungswesen eine zentrale Hürde dar. Komplexe, oft schleppende Verfahren bremsen Investitionen aus. Dem könnte durch Verfahrensvereinfachungen und digitale Antragsprozesse entgegengewirkt werden. Reformen in diesen Bereichen werden einen erheblichen Einfluss auf die zukünftige Realisierbarkeit von Projekten in Deutschland haben.

Abwärmenutzung im Spannungsfeld zwischen Regulierung und Praxis

Eine weitere Herausforderung für die Praxis stellen die Vorgaben des Energieeffizienzgesetzes (EnEfG) dar. Es enthält eine Reihe ambitionierter Vorgaben, die den Energieverbrauch von Rechenzentren transparenter und effizienter gestalten sollen. § 11 EnEfG verpflichtet in seiner aktuellen Fassung Betreiber von Rechenzentren zu einer sukzessiven Verbesserung der Energieeffizienz. Die Vorschrift sieht vor, dass der weit überwiegende Teil des eingesetzten Stroms in die Rechenleistung selbst und nicht in die Kühlung der Rechner fließen soll. 

Für Rechenzentren, deren Betrieb ab Juli 2026 aufgenommen wird, bedeutet das konkret, dass ihre Energieverbrauchseffektivität einen Wert von 1,2 nicht übersteigen darf. Rechenzentren, die vorher ihren Betrieb aufnehmen, müssen ihren Wert ab Juli 2027 schrittweise auf höchstens 1,5 bzw. ab Juli 2030 auf höchstens 1,3 senken. Rechenzentren, deren Betrieb ab Juli 2026 aufgenommen wird, müssen zudem einen Anteil von wiederverwendeter Energie (insbesondere Abwärme) von mindestens 10 Prozent aufweisen. Die Potenziale unvermeidbarer Abwärme sollen nach dem Willen des Gesetzgebers auch bei der Erstellung der ersten kommunalen Wärmepläne, welche nach § 4 WPG bis zum Ablauf des 30. Juni 2026 erfolgen soll, berücksichtigt werden. 

Diese Vorgaben stellen Betreiber von Rechenzentren in der Praxis vor erhebliche Schwierigkeiten, insbesondere in Bezug auf die verpflichtende Wärmerückgewinnung. Für sie stellt sich regelmäßig die Frage, ob an einem Standort Abwärme in ausreichender Menge, Qualität und zeitlicher Kontinuität verfügbar ist sowie ob geeignete Abnehmer und Wärmenetze vorhanden sind. Eine enge Abstimmung zwischen Kommunen, Netzbetreibern und Rechenzentrumsbetreibern ist daher entscheidend, um realistische und standortangepasste Lösungen und Kooperationen zu entwickeln. 

Der Staat als Koordinator und Garant für Souveränität

Die Konsultation betont, dass der Staat eine doppelte Rolle einnehmen soll. Einerseits muss er den Rahmen zur Ermöglichung von Investitionen setzen, andererseits soll er als Akteur den Auf- und Ausbau strategischer Rechenzentren mitgestalten, um digitale Souveränität zu sichern. Aus energierechtlicher Perspektive betrachtet bedeutet das, dass bei künftigen Regulierungsvorhaben die Bedürfnisse digitaler Infrastrukturen nicht aus dem Blick verloren werden dürfen.

Was Betreiber und Investoren jetzt erwarten sollten

In den kommenden Monaten plant das BMDS ein konkretes Strategiedokument zu veröffentlichen. Aus heutiger Sicht zeichnen sich mehrere Entwicklungen ab.

Die Diskussionen über die im EU-Vergleich hohen Anforderungen des EnEfG an den Rechenzentrumsbetrieb dürften gerade im Lichte der anstehenden Verschärfung zum Juli an Dynamik gewinnen. Denn gerade aus Sicht der Branchenvertreter birgt das EnEfG in seiner jetzigen Fassung die Gefahr, dass Standortentscheidungen der Betreiber künftig durch die Energieverfügbarkeit und die Zahl vorhandener Abnehmer in Frage gestellt werden.

Zudem wird die Verwendung von Abwärme bei der kommunalen Wärmeplanung eine wichtige Rolle spielen. Eine Beschleunigung des geplanten Ausbaus von Rechenzentren könnte durch eine Vereinfachung von Genehmigungsverfahren in die Wege geleitet werden.

Für Betreiber, Investoren und Kommunen bedeutet dies: Projekte müssen frühzeitig strategisch neu bewertet und Abwärmekonzepte entwickelt werden. Dabei sollte die dynamische energierechtliche Regulierung stets mitgedacht werden. 

Wir behalten die aktuellen Entwicklungen für Sie im Blick.

Dr. Malaika Ahlers
Dr. Daniel Fischer
Sebastian Berg
Sebastian Diehl

Die TriSol GmbH ist auf die Entwicklung von netzgekoppelten Batteriespeichersystemen spezialisiert und verfügt über ein Portfolio von sechs BESS-Projekten mit einer Gesamtleistung von 185 MW. Das Portfolio umfasst ein bereits in Betrieb befindliches eigenständiges BESS-Projekt sowie fünf Projekte, die sich in einem fortgeschrittenen Entwicklungsstadium befinden. Diese Projekte sollen einen wesentlichen Beitrag zur Netzstabilität und zur Integration erneuerbarer Energien in Deutschland leisten.

Die Transaktion stärkt die Position von BESST Energy auf dem europäischen Markt für großvolumige Energiespeicher. 

Berater BESST Energy: 
ADVANT Beiten: Dr. Christof Aha und Mark Thönissen (beide Corporate/M&A, Frankfurt).

Berater PowerGen:
LPA Law: Oliver Kirfel, Dr. Bernd Spieth (beide Corporate/M&A, München).

Pressekontakt
Frauke Reuther
Manager Kommunikation
ADVANT Beiten
+49 (69) 75 60 95 - 570
frauke.reuther@advant-beiten.com

nach ersten Anzeichen wird das Jahr 2026 für das Energierecht große Änderungen mit sich bringen. Nach einem langsamen Start im Anschluss des Regierungswechsels im Februar sind nun im letzten Quartal dieses Jahres einige Gesetzesvorhaben in Reife erwachsen, welche 2026 für viele Marktteilnehmer eine Befassung mit neuer Regulatorik erfordern dürften. Hinzu kommen ohnehin und seit einiger Zeit bekannten Gesetzesfristen, die im kommenden Jahr ausgelöst werden (könnten).

Einen Teil dieser Änderungen und Fristen möchten wir Ihnen vor dem Jahreswechsel ins Gedächtnis rufen:

Ende der Übergangsfrist für neue Heizungsanlagen?

In seiner seit 2024 geltenden Fassung sieht das Gebäudeenergiegesetz (GEG) vor, dass die Übergangsfristen für die Beachtung der Pflicht zur Beheizung von Gebäuden mit erneuerbaren Energien im Gleichlauf mit den Fristen des Wärmeplanungsgesetzes (WPG) ablaufen sollen. 

Für Gemeinden, in denen 2024 über 100.000 Einwohner gemeldet waren, endet die Übergangsfrist am 30. Juni 2026. Zu diesem Stichtag müssen die Länder für diese Gemeinden einen Wärmeplan erstellt haben. Gebäudeeigentümer in diesen Gemeinden dürfen danach keine neuen Heizungsanlagen installieren, welche nicht eine Erfüllungsoption nach §§ 71 ff. GEG erfüllen.

Ob es dabei bleibt, ist allerdings nicht in Stein gemeißelt. Mehrere aktuelle Veröffentlichungen des BMWE und der Regierung legen nahe, dass diese an ihrem Plan der „Abschaffung des Heizungsgesetzes“ festhalten möchten. Es bleibt daher abzuwarten, ob nicht die genannte Übergangsfrist verschoben und der Pflichtenkatalog des GEG überarbeitet wird.

EU-ETS II, und nun?

Bis vor kurzem stand noch fest, dass das System des europäischen Emissionshandels (EU-ETS 2) zum Jahresbeginn 2027 erweitert werden sollte. Diese Erweiterung ist noch im Bundesemmissionshandelsgesetz (BEHG) vorgesehen. Dort wird geregelt, dass der Preis für CO2-Zertifikate, zunächst unter Verwendung eines Preiskorridors im Jahr 2026, nicht mehr ausschließlich gesetzlich, sondern durch nationale Auktion bestimmt werden soll. Sollte die avisierte Anzahl von Zertifikaten versteigert werden, werden weitere Zertifikate zum Preis von EUR 68 verkauft. Ab dem Jahr 2027 soll der Zertifikatepreis dann allein durch den (EU-)Markt bestimmt werden.

Die EU-Umweltminister haben sich aber am 5. November 2025 aber darüber verständigt, dass der Beginn dieses neuen Preisregimes für die Sektoren Verkehr und Gebäude sowie für kleinere Energie- und Industrieanlagen auf das Jahr 2028 verschoben werden soll.

Welche Änderungen deshalb auch möglicherweise im nationalen Emissionshandel bevorstehen, kann nicht mit Sicherheit gesagt werden. Die Brennstoffemissionshandelsverordnung (BEHV) sieht vor, dass diejenigen Regelungen des BEHG, die am 31. Dezember 2026 gelten, ab diesem Tag fortgeführt werden. Eine zügige Klarstellung, was das im Detail bedeuten wird, wäre wünschenswert.

Erleichterungen bei der Stromsteuer

Das neue Jahr bringt erfreuliche Nachrichten für die Stromsteuer mit sich. Die neulich in Kraft getretene Novellen des Stromsteuergesetzes (StromStG) und der Stromsteuerverordnung (StromStV) lassen einige Erleichterungen erwarten:

Betreiber von Stromspeichern werden entlastet, es wird auf Einzelfallprüfungen innerhalb von Ladesäulen verzichtet, verbindliche Regelungen zum bidirektionalen Laden werden eingeführt, der Versorgerbegriff eingeschränkt und die Anlagenzusammenfassung („-Verklammerung“) beseitigt.

In Kürze werden wir hierzu ausführlicher berichten – stay tuned!

Einiges zum EEG

Anlagenbetreiber sollten sich bewusst sein, dass neue Anlagen, die ab dem 1. Januar in Betrieb genommen werden, keine Förderung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) in Zeiten von Negativpreisen erhalten werden. 

Überdies hat das BMWE bereits angedeutet, dass es den Fördermechanismus des EEG grundsätzlich für bedenklich hält und nach Erscheinen des Monitoring-Berichts angekündigt, dass die Einspeisevergütung für kleine Anlagen gestrichen werden solle. Diese Entwicklung muss im kommenden Jahr nahe verfolgt und entsprechende Planungen bereits jetzt eingeleitet werden.

Zu weiteren Neuerungen berichten wir ebenfalls in Kürze.

Schärfere Grenzwerte für neu in Betrieb genommene Rechenzentren

Das Energieeffizienzgesetz (EnEfG) macht ab dem 1. Juli 2026 striktere Vorgaben zu der einzuhaltenden Energieverbrauchseffektivität („PUE“) von Rechenzentren. So müssen Rechenzentren, die ab diesem Stichtag in Betrieb genommen werden, grundsätzlich ein PUE von 1,2 im Jahresdurchschnitt und einen Anteil an wiederverwendeter Energie von mindestens 10 Prozent aufweisen. 

Durch letzteres wird im Ergebnis das Nutzbarmachen von unvermeidbarer Abwärme forciert. Kann diese Wärme aber gewinnbringend abgekoppelt und verkauft werden, kann sich für den Betreiber eines Rechenzentrums neben der regulatorischen Herausforderung ebenfalls ein neues Geschäftsfeld ergeben.

Neue Solarpflichten in Nordrhein-Westfalen

Zum 1. Januar 2026 gelten in Nordrhein-Westfalen neue Pflichten für Grundstückseigentümer im Bestand. Damit wird die letzte Stufe der Solaranlagen-Verordnung Nordrhein-Westfalen (SAN-VO NRW) scharf geschaltet. Privateigentümer, welche die vollständige Erneuerung der Dachhaut ihres Gebäudes ab dem 1. Januar beginnen, werden nun von der SAN-VO NRW adressiert und müssen einen Teil ihres Daches mit PV-Anlagen belegen.

Anton Buro

Dem will die Bundesregierung mit dem bereits seit einiger Zeit intensiv diskutierten "Industriestrompreis" begegnen, der nun zum 1. Januar 2026 in Kraft treten soll. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) hat hierzu ein Konzept vorgelegt, das trotz der noch fehlenden gesetzlichen Ausgestaltung und der parallel einzuholenden Genehmigung durch die Europäische Kommission bereits die wesentlichen Eckpunkte der künftigen Subventionierung enthält.

Wenn es so weit ist, dürfen sich energieintensive Branchen dem Konzeptpapier zufolge auf eine Entlastung bei den Strompreisen freuen, soweit sie im Gegenzug in Technologien investieren, die ihren Stromverbrauch langfristig senken. Im Bundeshaushalt werden hierfür rund EUR 3,1 Mrd. bereitgestellt.

Antragsberechtigte Sektoren

Der Industriestrompreis soll Unternehmen begünstigen, die wegen ihres hohen Stromverbrauchs auf bezahlbare Strompreise angewiesen sind. Das BMWE möchte insbesondere 91 Sektoren mit erheblichem Verlagerungsrisiko einbeziehen wie etwa die Chemie- und Metallindustrie, Glas- und Keramikhersteller, die Gummi- und Kunststoffverarbeitung, die Zementproduktion oder auch die Produktion von Batteriezellen oder Halbleitern. Auch Maschinenbauer und die Papierindustrie können darunterfallen (Wirtschaftssektoren der Teilliste 1 des Anhangs I der Klima-, Umweltschutz- und Energiebeihilfeleitlinien – "KUEBLL"). Das BMWE will außerdem prüfen, ob weitere Sektoren vom Industriestrompreis profitieren können. Dies soll davon abhängig sein, ob die Beihilfefähigkeitskriterien nach Rn. 116 und 117 des Clean Industrial Deal State Aid Framework (CISAF) erfüllt werden.

Wie erfolgt die Begünstigung – Optionen für Unternehmen

In den Abrechnungsjahren 2026-2028 sollen bis zu 50% des jährlichen Stromverbrauchs (anrechenbare Strommenge) förderfähig sein. Die Förderung wird jedoch erst rückwirkend für das vorangegangene Jahr als Erstattung gewährt, sodass die Unternehmen zunächst den vollen Marktpreis entrichten müssen. Im Folgejahr wird dann die Entlastung ausgezahlt, die 50% des durchschnittlichen Großhandelsstrompreises beträgt (Referenzpreis). Die Förderung ist durch einen Zielpreis von 5 ct/kWh als Untergrenze begrenzt und setzt einen Antrag voraus.

Für Unternehmen besteht die Möglichkeit, die anrechenbare Strommenge von 50% über die Laufzeitdauer aufzuteilen. Sie können sich etwa zu Beginn einen höheren Anteil an ihrem Stromverbrauch anrechnen lassen, sodass die Auszahlung für Investitionen zur Verfügung steht. In den Folgejahren ist die anrechenbare Strommenge dann entsprechend gemindert. Die Details dieser Option sollen im Notifizierungsverfahren mit der Europäischen Kommission abgestimmt werden.

Auch sollen Unternehmen eine Wahlmöglichkeit haben, wenn ihre Stromverbräuche neben dem Industriestrompreis auch für die Strompreiskompensation berechtigt sind. Die Wahl ist für das jeweilige Abrechnungsjahr zu treffen.

Gegenleistung: Verpflichtender Dekarbonisierungsbeitrag

Als Bedingung für die Inanspruchnahme der Subvention sollen Unternehmen im Gegenzug mindestens 50% der ausgezahlten Entlastung in Anlagen investieren, die die Dekarbonisierung in Deutschland vorantreiben. Die neuen bzw. modernisierten Anlagen sollen die Stromkosten messbar senken, wobei sich der Verbrauch fossiler Brennstoffe nicht erhöhen soll. In Betracht kommen als Gegenleistung zum Beispiel die Entwicklung von Kapazitäten zur Erzeugung erneuerbarer Energien oder der Einsatz von Energiespeicherlösungen (für weitere Optionen siehe CISAF Rn. 121). Darüber hinaus sind andere Gegenleistungen nicht ausgeschlossen, soweit sie ebenfalls einen messbaren Beitrag zur Senkung der Kosten des Stromsystems leisten. Das Konzept betont hier insoweit einen technologieoffenen Ansatz. Ob die jeweilige Gegenleistung anerkannt wird, muss dann im Rahmen des Antragsverfahrens für den Einzelfall geprüft werden.

Eine besondere Privilegierung soll durch eine Erhöhung des Beihilfebetrags um 10% solchen Unternehmen gewährt werden, die sogar mindestens 80% ihrer Gegenleistung in Maßnahmen zur Erhöhung der Nachfrageflexibilität investieren. Von dem gewährten Bonus müssen wiederum mindestens 75% ebenfalls in Gegenleistungen investiert werden.

Die Investitionen müssen spätestens 48 Monate nach Gewährung der Beihilfe erfolgen. Sie können sowohl am Standort des Beihilfeempfängers getätigt als auch einem Dritten übertragen werden.

Ausblick: Entlastung und Investitionstreiber

Die Einführung des Industriestrompreises ist grundsätzlich als positiv zu bewerten – bietet er stromintensiven Unternehmen doch die Möglichkeit, einen Anteil ihrer Stromkosten massiv zu reduzieren. Das fördert einerseits die Wettbewerbsfähigkeit deutscher Unternehmen auf dem internationalen Markt. Andererseits kann Deutschland als Industriestandort wieder ein Stück attraktiver werden. Die bei Gewährung der Beihilfe verpflichtende Gegenleistung ebnet gleichzeitig den Weg für eine langfristige energieeffiziente Umrüstung der deutschen Industrien und sollte daher weniger als notwendiges Übel als vielmehr als Chance gesehen werden.

Ob die Subventionierung tatsächlich von vielen Unternehmen in Anspruch genommen wird, bleibt jedoch abzuwarten. Die endgültige gesetzliche Ausgestaltung und die erforderliche Abstimmung mit der EU-Kommission werden zeigen, ob noch wesentliche Punkte geändert werden.

Unternehmen der antragsberechtigten Sektoren sollten trotzdem frühzeitig prüfen, ob sie grundsätzlich in den kommenden drei Jahren von der Subventionierung profitieren können, ob sie dies auch möchten mit Blick auf die zu erfüllenden Gegenleistungen und ob der Industriestrompreis im Vergleich zu anderen Maßnahmen, wie z.B. die Strompreiskompensation oder die Umstellung der Energiebeschaffungsstrategie, vorteilhaft ist.

Peter Meisenbacher

(Der Beitrag erscheint zudem in „Wirtschaft im Südwesten“.)

Wir hatten bereits am 3. September 2025 über den Kabinettsentwurf zur Änderung des KSpG berichtet. Am 6. November 2025 hat der Bundestag nun das KSpTG-E mit dem Inhalt des neusten Gesetzesentwurfs vom 5. November 2025 (BT-Drucksache 21/2594) beschlossen. Das Gesetz erlaubt zukünftig die unterirdische Speicherung von Kohlendioxid und dessen Export. Es ebnet damit den Weg zur Reduzierung von Emissionen etwa in der CO₂-intensiven Zement-, Stahl- und Chemieindustrie sowie bei der Abfallverbrennung.

Stand des Gesetzgebungsverfahrens: Wie sind wir hier gelandet?

Da es sich beim KSpTG-E um ein zustimmungsbedürftiges Gesetz handelt, bedarf es allerdings vor seinem Inkrafttreten noch der Zustimmung des Bundesrates. 

Diese Zustimmung wird voraussichtlich in der kommenden Sitzung des Bundesrates am 21. November 2025 erteilt werden, sofern dieser keine weiteren Einwände gegen den Gesetzesentwurf äußert. Der Bundesrat hatte zuvor am 26. September nämlich noch Bedenken zu Einzelheiten des Gesetzes geäußert und dieses an die Bundesregierung zurückverwiesen. Die Bundesregierung lehnte zwar einige der Vorschläge des Bundesrats ab. Allerdings wurden auch einige der Wünsche des Bundesrats im neusten Entwurf erfüllt: So wurde z.B. das Planfeststellungsverfahren weiter an die Regelungen des Energiewirtschaftsgesetzes angeglichen und der Schutz des Grundwassers im Hinblick auf die Verwendung als Trinkwasser als Voraussetzung für die Planfeststellung geregelt.

Hohe Kosten und fehlendes CO_2-Transportnetz

Für potenzielle Investoren besonders relevant ist die Frage nach den Kosten der CO₂-Speicherung: Für Abscheidung, Transport und Speicherung fallen zusätzliche Investitionen an, welche aber möglicherweise durch die Gewinnung einer neuen Einkommensquelle kompensiert werden können.

Unternehmen sind im Rahmen des europäischen Emissionshandelssystems verpflichtet, für das von ihnen emittierte Kohlendioxid entsprechend CO₂-Zertifikate zu erwerben. In der Vergangenheit wurden besonders energieintensiven Unternehmen diese Zertifikate unter bestimmten Umständen kostenlos zugeteilt. Diese kostenfreie Zuteilung soll perspektivisch stufenweise abgebaut werden: Ab dem Jahr 2026 soll die Zuteilung kostenfreier Zertifikate sukzessive eingestellt bzw. an Energieeffizienzmaßnahmen geknüpft werden. Dadurch wird auch der Ausstoß von CO₂ in die Atmosphäre teurer, was langfristig einen Anreiz für Investitionen in die CO₂-Speicherung setzt. Ob dies allerdings angesichts der wohl kommenden Verschiebung des Beginns des EU-ETS 2 auf das Jahr 2028 durch das Europäische Parlament so bleiben wird, kann derzeit nicht gesagt werden.

Gleichzeitig bringt die CO₂-Speicherung technische Herausforderungen mit sich: Für den Transport von CO₂ bedarf es eines weitreichenden Leitungsnetzes, denn CO₂-intensive Unternehmen finden sich dezentral über das gesamte Land verteilt. Bisher existiert in Deutschland kein solches Transportnetz. Die Nutzung bestehender Erdgasleitungen wäre theoretisch denkbar, bleibt aber solange ausgeschlossen, wie diese noch für den Transport von Erdgas benötigt werden. Erst mit dem Aufbau einer eigenen Infrastruktur können die Speicherung und der Transport von CO₂ tatsächlich beginnen. 

Andererseits bestehen mit der Öffnung neuer Möglichkeiten mit dem KSpTG-E aber auch Chancen für neue Geschäftsmodelle. Mit dieser Novelle werden der Transport und die Speicherung von CO₂ nämlich von einem reinen Forschungsgebiet auf eine wirtschaftliche Ebene gehoben, auf der neue Märkte entstehen können.

Speicherung im Inland

Ob eine Speicherung von Kohlendioxid auch im Inland erfolgen darf, hängt von den einzelnen Bundesländern ab. Das KSpTG-E gibt den Ländern die Möglichkeit, die Speicherung durch Gesetze auf ihrem Gebiet zuzulassen. 

Insoweit dürfte auch der Bedarf an Kohlenstoff für die Industrie wie etwa bei der Herstellung von Kunststoff und synthetischen Kraftstoffen eine Rolle spielen. Dieser wird nämlich bisher aus fossilen Rohstoffen gewonnen. Werden zukünftig nicht länger fossile Rohstoffe verwendet, kann das die Tür für sogenannte CCU-Technologien (Carbon Capture and Usage) öffnen und einen positiven Einfluss auf die Kostenstruktur der CO₂-Speicherung haben. Gleichzeitig haben deutsche Unternehmen beim Bau von Anlagen zur Abscheidung und Reinigung von CO₂ eine starke Marktposition, die durch die Nutzung der eigenen Technologien weiter gestärkt wird. 

Fazit

Die Speicherung von Kohlendioxid bietet viel Potential, CO₂-Emissionen zu reduzieren. Gerade für Unternehmen mit unvermeidbarem CO₂-Ausstoß stellt die Speicherung eine Chance dar, ihren Betrieb in Zukunft trotz strenger gesetzlicher Bestimmungen fortzuführen. Schon heute eröffnen sich daher vielversprechende Möglichkeiten für den schrittweisen Einsatz der neuen Technologien. Es wäre daher begrüßenswert, wenn schon diese Woche die entsprechenden regulatorischen Weichen gestellt würden.

Dr. Malaika Ahlers
Anton Buro

Vorteil des Energy Sharings ist nach § 42c Abs. 6 EnWG-E für die Betreiber der gemeinsam genutzten Erneuerbare Energien-Anlagen, dass diese keine Vollversorgung der übrigen Letztverbraucher anbieten müssen. Ausdrücklich sieht § 42c Abs. 6 S. 3 EnWG-E vor, dass das Recht des Letztverbrauchers, sich für einen Lieferanten seiner Wahl für den ergänzenden Strombezug zu entscheiden, nicht beschränkt werden darf.

Dies entspricht dem bereits heute geltenden Modell der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung. In bestimmten Sharing-Modellen wird außerdem interessant, dass die Lieferantenpflichten aus §§ 5 und 40 bis 42 EnWG nicht anzuwenden sind (§ 42c Abs. 7 EnWG-E); dies gilt jedoch nur bei der (Mit-)Versorgung von Haushaltskunden und unterhalb festgelegter Anlagenschwellenwerte.

Das Konzept des Energy Sharings ist durch den europäischen Gesetzgeber in der Strombinnenmarktrichtlinie (Richtlinie (EU) 2024/1711) vorgesehen und wird nun durch den nationalen Gesetzgeber umgesetzt.

Der Bundesrat äußerte sich in seiner Stellungnahme vom 26. September 2025 (BT-Drs- 383/25 (Beschluss)) zum aktuellen Reformentwurf des EnWG und insbesondere zu der Einführung des Energy Sharings wie folgt:

Erweiterung des personellen Anwendungsbereichs 

Der Bundesrat strebt eine Erweiterung des Anwendungsbereichs des Energy Sharings an. Der § 42c Abs. 1 Nr. 5 EnWG-E schließt gewerblich oder überwiegend gewerblich tätige Letztverbraucher oder Personen des öffentlichen Rechts aus. Das gilt ebenfalls wenn die vorgenannten Personen als Gesellschafter an einer Betreibergesellschaft beteiligt sind.

Der Bundesrat fordert den Gesetzgeber auf, diesen Anwendungsbereich nicht so stark einzuschränken und vor allem sollen Bürgerenergiegesellschaften nach § 3 Nr. 15 Erneuerbare-Energien-Gesetz explizit eingeschlossen werden. 

Er rügt zudem die mangelhafte Bestimmbarkeit des Tatbestandsmerkmals der „überwiegend“ gewerblichen Tätigkeit in § 42c Abs. 1 Nr. 5 EnWG-E.

Bündelung mehrerer Anlagen

Nach dem bisherigen Regelungsentwurf ist vorgesehen, dass im Rahmen des Energy Sharings nur die Einbeziehung einer Anlage vorgesehen ist.

Der Bundesrat schlägt vor, dies auf eine oder mehrere Anlagen zu erweitern. So soll ermöglicht werden, dass mehrere Erzeugungsanlagen gebündelt werden. Dies reduziere auf Erzeugerseite den Aufwand und steigert die Attraktivität des Konzepts.

Vereinfachung bei der Einbindung von Stromspeichern

Weitergehend bittet der Bundesrat den Gesetzgeber zu überprüfen, ob die Einbindung von Stromspeichern im Rahmen des Energy Sharing-Konzeptes erleichtert werden kann. 

Zur Vereinfachung wird vorgeschlagen, dass die Anrechnung von Strom aus erneuerbaren Energien nicht nur physikalisch, sondern kaufmännisch bilanziell erfolgen sollte. Dies soll ermöglichen, Stromspeicher flexibel im jeweiligen Regelungsgebiet einzusetzen ohne eine direkte Verbindung zur Erzeugungsanlage.

Kein Erfordernis mehrerer Verträge

Der Bundesrat fordert zunächst klarstellend, dass der vertragliche Aufwand auf einen einzigen Vertrag, demnach zwischen dem Erzeuger und dem Verbraucher beschränkt sein sollte. Der Gesetzgeber sah bisher neben einem Stromliefervertrag auch einen Vertrag über die gemeinsame Nutzung der Energie vor (§ 42c Abs. 1 Nr. 2, Nr. 3 EnWG-E).

Bundesnetzagentur als Anlaufstelle

Der Bundesrat weist darauf hin, dass die Richtlinie zur Verbesserung der Strombinnenmarktrichtlinie (Richtlinie (EU) 2024/1711) die Schaffung einer zentralen Anlaufstelle zur Bereitstellung von Informationen für das Marktkonzept des Energy Sharings vorsehe. 

Der Bundesrat schlägt in diesem Zusammenhang vor , diese Aufgabe einer öffentlichen Stelle – etwa der Bundesnetzagentur – zu übertragen. Zudem regt er an, dass dort entsprechende Musterverträge bereitgestellt werden. 

Schaffung wirtschaftlicher Anreize

Der Bundesrat fordert den Gesetzgeber auf, das Konzept des Energy Sharings auch in seiner Wirtschaftlichkeit zu überprüfen. Das Konzept solle der dezentralen und ortsnahen Stromlieferung aus erneuerbaren Energien dienen. Es sollte deshalb eine Reduzierung der Netzentgelte und Umlagen erwogen werden, wodurch Investitionsanreize gesetzt und die Akzeptanz der dezentralen Energieversorgung gesteigert wird. Zudem führe eine dezentrale verbrauchsnahe Energieversorgung zu einer Netzentlastung und reduziere Systemkosten. 

Fazit

Die Stellungnahme des Bundesrates zu dem Konzept des Energy Sharings enthält wichtige Impulse. Während nach dem bisherigen Gesetzesentwurf nicht zu erwarten ist, dass dieses Konzept in der breiten Masse angenommen wird, könnte durch die vom Bundesrat gemachten Verbesserungen die gesellschaftlich gewünschte dezentrale Energieversorgung aus erneuerbaren Energien gefördert werden.

Dr. Malaika Ahlers
Dr. Florian Böhm

Die Agentur der Europäischen Union für die Zusammenarbeit der Energieregulierungs­behörden (ACER) hatte vorgesehen, dass interne Netzelemente nur dann in die Kapazitätsberechnung einbezogen werden dürfen, wenn zuvor Wirtschaftlichkeitsanalysen und Folgenabschätzungen durchgeführt werden. Die Bundesrepublik Deutschland und die Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (BNetzA) hatten diese zusätzlichen Bedingungen als nicht mit den EU-Vorgaben vereinbar eingestuft – und erhielten nun vollumfänglich Recht.

Das Gericht folgte der Argumentation des federführenden ADVANT Beiten Partners Prof. Dr. Rainer Bierwagen und stellte klar: Maßgeblich ist allein, ob ein Netzbestandteil signifikant vom grenzüberschreitenden Handel beeinflusst wird. Weitere Anforderungen dürfen nicht eingeführt werden. Ebenso bestätigte das Gericht, dass das EU-Ziel einer Mindestkapazität von 70 % Vorrang hat und nicht durch zusätzliche Prüfpflichten behindert werden darf. 

Das Urteil sorgt für Rechtssicherheit, schützt die Zuständigkeiten der nationalen Behörden und stellt klar, dass europäische Agenturen ihre Kompetenzen nicht überschreiten dürfen. Für die Umsetzung des Strombinnenmarkts ist das ein wichtiges Signal.

Das Brüsseler Team von ADVANT Beiten um die Partner Prof. Dr. Rainer Bierwagen und Dr. Dietmar O. Reich hat in dem mehrjährigen Verfahren eng mit den Kollegen aus dem Bereich Energiewirtschaftsrecht in Berlin und Freiburg zusammengearbeitet.

Die ausführliche Pressemitteilung Nr. 130/25 des EuGH können Sie hier abrufen.

Pressekontakt

Frauke Reuther
Manager Kommunikation
ADVANT Beiten
+49 (69) 75 60 95 - 570
frauke.reuther@advant-beiten.com

1. Änderungen des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) und weiteren Gesetzen

Die beabsichtigten Gesetzesänderungen im geplanten „Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften“ dienen der weiteren Umsetzung europäischer Richtlinien. Durch sie soll u.a. ein stärkerer Verbraucherschutz gewährleistet werden (wir berichteten: https://www.advant-beiten.com/aktuelles/entwurf-eines-gesetzes-zur-aenderung-des-energiewirtschaftsrechts-im-bereich-der-endkundenmaerkte-des-netzausbaus-und-der-netzregulierung).

Nach erster Lesung am 9. September wurde der bereits am 6. August 2025 veröffentlichte Kabinettsentwurf nun an den Ausschuss für Klimaschutz und Energie verwiesen. Dieser Entwurf war im Wesentlichen auf den erarbeiteten Entwurf der Vorgängerregierung zurückzuführen (siehe auch unseren Blogbeitrag vom 27. September 2024 https://www.advant-beiten.com/aktuelles/entwurf-eines-gesetzes-zur-aenderung-des-energiewirtschaftsrechts-im-bereich-der-endkundenmaerkte-des-netzausbaus-und-der-netzregulierung).

Die „Highlights“ können kurz wie folgt zusammengefasst werden:

1.1 Energy-Sharing 

Zur Regelung des Energy-Sharings soll der § 42c EnWG-E eingefügt werden. Vereinfacht soll es durch das Energy-Sharing ermöglicht werden, lokal erzeugte Strommengen unter Nutzung des Verteilernetzes an örtlich nahe liegende Kunden zu verkaufen. Hierbei fallen jedoch Steuern, Umlagen, Abgaben und Netzentgelte weiter – anders als zum Beispiel in geförderten Mieterstromkonzepten nach § 42a EnWG - an.

Das regionale Gebiet für das Energy Sharing ist zunächst nur innerhalb eines Verteilernetzes möglich. In einer zweiten Stufe soll bis zum 1. Juli 2028 eine Erweiterung auf das benachbarte, direkt angrenzende Bilanzierungsgebiet möglich werden.

Zur praktischen Erfüllung des Energy-Sharings hat die Bundesnetzagentur eine IT-Plattform entwickelt und notwendige Standards für die Marktkommunikation und den Datenaustausch festgelegt. 

Es wird sich zeigen, ob das Geschäftsmodell des Energy-Sharings in der Praxis angenommen wird oder ob der Gesetzgeber hier gegebenenfalls noch einmal nachschärfen müsste, um weitere Anreize zu bieten.

1.2 Keine ausdrückliche gesetzgeberische Antwort zur Kundenanlagenthematik

Auffällig ist auch, dass es lediglich geringfügige Änderungen an der Definition der Kundenanlage im neusten Gesetzesentwurf gibt. Zuletzt hatten zahlreiche große Wirtschaftsverbände in ihren Stellungnahmen zum Kabinettsentwurf darauf hingewiesen, dass diese Änderungen nicht die aktuelle Rechtsprechung des EuGH und des BGH berücksichtigen und die Neuregelung daher nicht für die ersehnte Rechtsklarheit sorge. Es ist zu beobachten, ob sich diese minimalen Veränderungen auch in der finalen Fassung des Gesetzes wiederfinden werden, wobei sich die gesamte Branche ausdrücklich gegen Schnellschüsse ausspricht. Zur Kundenanlage hatten wir bereits geschrieben: https://www.advant-beiten.com/aktuelles/bgh-zur-zukunft-der-kundenanlage-licht-und-schatten-in-den-lang-erwarteten-entscheidungsgruenden-zum-beschluss-vom-13-mai-2025-envr-83-20 .

2. Abschaffung der Gasspeicherumlage

Nach einem am 8. September erschienenen „Entwurf eines Vierten Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes“ soll die Gasspeicherumlage nach den § 35e EnWG-E bis § 35j EnWG-E abgeschafft werden. Nach bisheriger Rechtslage wurden deutsche Gasspeicher vom Marktgebietsverantwortlichen aufgefüllt. Die Kosten hierfür wurden in Form einer Umlage auf die Erdgaskosten aller Erdgaskunden in Deutschland aufgeschlagen (derzeit 0,299 ct/kWh). Zukünftig soll stattdessen der Bund diese Kosten tragen, ähnlich wie bei der im Jahr 2022 abgeschafften EEG-Umlage. Dies wird erfreulicherweise zu einer Reduzierung des Erdgasarbeitspreises aller Endkunden führen.

3. Geothermie- Beschleunigungsgesetz (GeoBG)

Der am 15. August 2025 veröffentlichte Entwurf des „Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus von Geothermieanlagen, Wärmepumpen und Wärmespeichern sowie zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den klimaneutralen Ausbau der Wärmeversorgung“ wurde nun dem Bundesrat zugeleitet. Das Gesetz beabsichtigt, den Ausbau von Anlagen oberflächennaher Geothermie und Tiefengeothermie zu fördern. Der Ausbau von Geothermieanlagen wird gesetzlich als im überragenden öffentlichen Interesse definiert. Um den Ausbau zu beschleunigen, finden sich zum einen Duldungspflichten von Grundstückseigentümer sowie Änderungen im Bereich Umweltverträglichkeitsprüfungen, Bundesberggesetz und Wasserhaushaltsgesetz.

Die z.T. weitreichenden Regelungen dieses Gesetzes sind zu begrüßen. Der Ausbau der Geothermie ist für die Erreichung der Klimaziele, insbesondere im Gebäudesektor, unerlässlich.

4. Gesetz zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie in den Bereichen Windenergie auf See und Stromnetze (WindSeeG)

Dieses Gesetz dient der Umsetzung der Ausbauziele der erneuerbaren Energien und das Erreichen der europäischen und nationalen Klimaschutzziele. Der europäische Gesetzgeber sieht vor, dass sogenannte Beschleunigungsgebiete für erneuerbare Energie auszuweisen sind. Erneuerbare-Energie-Anlagen sollen darin in einem vereinfachten und beschleunigten Verfahren genehmigt werden können.

Zur Umsetzung der Richtline sind einige Gesetzesänderungen vonnöten: 

Das WindSeeG soll dahingehend geändert werden, dass Flächenentwicklungspläne künftig Beschleunigungsflächen festlegen sollen. Für diese Flächen soll es Erleichterungen im Bereich Umweltverträglichkeits- und artenschutzrechtlicher Anforderungen geben. Zudem soll die Digitalisierung der Kommunikation mit und zwischen den Behörden vorangetrieben werden, um das Genehmigungsverfahren effizienter zu gestalten.

Das EnWG soll dahingehend geändert werden, dass die Planfeststellungsbehörde Infrastrukturgebiete für die Umsetzung von Netzprojekten ausweisen kann. Bauvorhaben innerhalb des Infrastrukturgebietes sollen von einer Umweltverträglichkeits- und artenrechtlichen Prüfung und FFH-Verträglichkeitsprüfung ausgenommen werden. Bei Änderungen bereits vorhandener Netzinfrastruktur ist eine Deltaprüfung vorzunehmen. Zudem werden Änderungen der Ladesäulenverordnung vorgenommen.

5. NIS-2-Umsetzungsgesetz

Mit Bearbeitungsstand vom 25. Juli wurde der Kabinettsentwurf des NIS-2-Umsetzungsgesetzes veröffentlicht. Bereits im letzten Jahr berichteten wir zur Umsetzung der NIS-2 Richtlinie (https://www.advant-beiten.com/aktuelles/verschaerfung-der-cybersicherheitspflichten-durch-die-nis-2-richtlinie-brauchen-unternehmen). Bei diesem Entwurf handelt es sich um den neusten Stand eines Gesetzes, welches bereits von der Ampel-Regierung im Jahr 2024 ins Leben gerufen wurde und welches viele der ursprünglichen Regelungen übernommen hat. 

Das NIS-2-Umsetzungsgesetz setzt die Europäische NIS-2-Richtlinie um. Der Entwurf sieht verschärfte Pflichten u.a. für Akteure der Energiewirtschaft vor. Bisher hatten Betreiber von z.B. Verteilnetzen für Strom, leitungsgebundenes Gas und Wärme, Energieerzeugungsanlagen sowie Rechenzentren (kritische Infrastruktur) erhöhte Sicherheitsmaßstäbe für ihre IT-Infrastruktur zu beachten. Mit dem NIS-2-Umsetzungsgesetz werden nun auch solche Unternehmen in die Pflicht genommen, welche sich oberhalb der KMU-Grenze befinden, sofern sie u.a. eine der obengenannten Anlagen (sog. wichtige und besonders wichtige Einrichtungen) betreiben. Zudem sind Überwachungspflichten vorgesehen, welche direkt an die Geschäftsleitung des jeweiligen Unternehmens adressiert und bußgeldbewährt sind.

Dieses und viele weitere Themen werden wir vertieft mit hochkarätigen Mitgliedern aus Wirtschaft und Politik in unserem kommenden Forum ADVANT Beiten diskutieren. Melden Sie sich gerne hierfür an!

Dr. Malaika Ahlers
Dr. Florian Böhm
Anton Buro

Einleitung  

Die Bundesregierung hat am 06. August ihren Kabinettsentwurf zur Änderung des Kohlendioxid-Speicherungsgesetzes verabschiedet, der den Rechtsrahmen für CO2-Speicherstätten und Leitungen erneuert. Das Gesetz wird nun zum Kohlendioxid-Speicherung und Transport Gesetz (KSpTG)[1]. Der Aufbau eines CO2-Leitungsnetzes bildet die Grundlage für die zukünftige kommerzielle Verwendung von Technologien zur Abscheidung von CO2 aus Industrieprozessen. Das abgeschiedene CO2 wird entweder dauerhaft in Gesteinsschichten eingelagert (Carbon Capture and Storage - CCS) oder als Rohstoff weiterverarbeitet (Carbon Capture and Utilization - CCU). Für derart abgeschiedenes CO2 müssen Betreiber keine CO2-Zertifikate abgeben.[2]

Anfang letzten Jahres legte die alte Bundesregierung im Zuge der Vorstellung ihrer Carbon-Management-Strategie einen Entwurf zur Änderung des KSpG vor (dazu unsere Blogbeitrag vom 03.03.2024)[3]. Dieser fand jedoch aufgrund der Regierungsauflösung seinen Weg nicht mehr in den Bundestag. Der aktuelle Entwurf des KSpTG behält die wesentlichen Änderungen der Ampelregierung bei und betont darüber hinaus die Rolle von CCS durch die Feststellung des überragenden öffentlichen Interesses im Planungs- und Genehmigungsverfahren. 

Anwendungsbereich und Förderung 

Die bisherige Zulassung von Speichervorhaben zu reinen Erforschungs-, Erprobungs- und Demonstrationszwecken wird im KSpTG für alle kommerziellen Verwender geöffnet. Diese werden vor allem Emittenten mit schwer vermeidbaren Emissionen sein, z.B. Müllverbrennungsanlagen, Teile der Chemieindustrie und vor allem der Zement- und Kalksektor. Speziell für diese Gruppe von Emittenten wurde durch die Bundesförderung Industrie und Klimaschutz (BIK) ein bis 2030 laufender Fördertopf eingerichtet, welcher für dezidierte CCS-Infrastruktur- und Speicherprojekte bis zu 25 Millionen Euro pro Projekt bereitstellt.[4] Auf der europäischen Ebene wurden bereits 685 Millionen Euro aus dem ebenfalls bis 2030 laufenden EU Innovation Fund an vier deutsche Kalk- und Zementwerke für die Entwicklung von CO2-Abscheidung und Injektion in der Nordsee zugeschossen.[5]

Kohle- und Gasverstromung 

Kohlekraftwerke werden im KSpTG vom Anschluss an das CO2-Leitungsnetz ausdrücklich ausgeschlossen, Gaskraftwerke jedoch nicht. Damit werden Gaskraftwerke im Strommix in ihrer Rolle als flexible Reserven bis zum Übergang zum Wassersstoffbetrieb gestärkt. CCS wird als Chance gesehen, die bis 2030 geplante anhaltende konventionelle Gasverstromung emissionsarm zu betreiben. 

Offshore Speicherung und Onshore Opt-in-Klausel  

Das KSpTG beschränkt grundsätzlich die Erschließung kommerziell betriebener Kohlendioxidspeicher auf Offshore-Anlangen im Bereich der ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) und des Festlandsockels. Es besteht eine Opt-in-Option für die Bundesländer, die Speicherung auf dem Festland zuzulassen, um die weiten Transportwege zur Küste zu vermeiden. Dies wird aber maßgeblich von der Zustimmung der lokalen Kommunen abhängen, die vielerorts CCS-Landspeicherstätten mit Skepsis begegnen.[6] Dabei werden dem Bau und Betrieb von Wasserstoffleitungen, Windanlagen und deren Anbindungsleitungen Vorrang gewährt, sowie umfangreiche Meeresschutzgebiete von der Einlagerung ausgeschlossen.

Planungs- und Genehmigungsbeschleunigung beim Leitungsausbau

Das KSpTG regelt nun uneingeschränkt die Genehmigung und den Betrieb aller Arten von Kohlendioxidleitungen. Während früher nur das Verfahren zur Zulassung von Leitungen für den Transport von Kohlendioxid direkt zu einer Speicherstätte nach dem KSpG erfolgte, mussten Leitungen zu anderen Zwecken mangels spezialgesetzlicher Regelung nach den allgemeinen Regeln des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung genehmigt werden. Nun richtet sich das Zulassungsverfahren auch für Leitungen, die CO2 zur Nutzung in industriellen Prozessen, zur Zwischenspeicherung und zum Weitertransport an eine Schiffs-, Bahn-, oder Leitungsnetzanbindung transportieren nach dem KSpTG. 

Um das Planungs- und Genehmigungsverfahren sowohl für Behörden als auch für Betreiber einfacher zu machen, verwies das alte KSpG schon an vielen Stellen auf wesentliche Verfahrensbeschleuniger aus dem Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), die sich beim Errichten von Gasleitungen bewährt haben. Die Bezugspunkte werden im neuen KSpTG ausgeweitet und an den zwischenzeitlichen Neuerungen im EnWG angepasst. Neu aufgenommen wurden Verweise, die es ermöglichen, vorhandene Gas-, Wasserstoff- und Produktleitungen auf den Transport von Kohlendioxid umzustellen, ohne dass hierfür ein erneutes Planfeststellungsverfahren durchgeführt werden muss. Zudem wird der vorzeitige Baubeginn ermöglicht und die Enteignung für alle Kohlendioxidleitungen - nicht nur für solche die direkt zu einer Speicherstätte führen - ermöglicht. 

Überragendes Öffentliches Interesse 

Für die Abwägung im Rahmen des Planfeststellungsverfahrens gilt nun, dass der Bau von Kohlendioxidleitungen im überragenden öffentlichen Interesse liegt und behördlichen Vorrang bei der Bearbeitung erhält. Im Rahmen der Abwägung haben die Behörden zu berücksichtigen, dass Kohlendioxidleitungen dazu beitragen, Emissionen in Deutschland dauerhaft zu mindern. Neue Ergänzung ist zudem, dass in Fällen der Parallelverlegung neben schon bestehenden Wasserstoffleitungen eine widerlegliche Vermutung dafür besteht, dass keine zusätzliche Beeinträchtigung anderer Belange vorliegt. 

Fazit 

Die EU hat CCUS in den vergangenen Jahren in großem Stil auf die Agenda gehoben. Nach dem Net-Zero Industry Act sollen vom aktuellen Leerstand bis 2030 mindestens 50 Millionen Tonnen an jährlichen betriebsbereiten CO2-Injektionskapazitäten bestehen.[7] Im Mai diesen Jahres hat die Kommission dafür konkrete Injektionsziele nach Förderanteilen für 44 Öl- und Gasförderunternehmen festgelegt und sie damit zur Investition in CO2-Speichervorhaben verpflichtet – davon sind sechs in Deutschland ansässig.[8] Es bestehen somit heute schon zahlreiche Projekte in Deutschland, die Fördermittel in Millionenhöhe zur Umsetzung der EU-Ziele fest als Zuschüsse bewilligt bekommen haben und die auf eine Klärung der rechtlichen Voraussetzungen für den Leitungsbau gewartet haben. Das KSpTG ermöglicht es diesen Projektträgern nun, mit der Umsetzung ihrer Speicher- und Leitungsvorhaben zu beginnen. 
 

Dr. Malaika Ahlers
Anton Buro
Johannes Supp

[1] TOP 3 BMWE GE KSpG-Änderungsgesetz - Kabinettvorlage.pdf

[2] EUR-Lex - 02003L0087-20240301 - EN - EUR-Lex; EU-ETS Richtlinien Art. 12 Abs. 3 a) b) 

[3] Kein Erreichen der Klimaschutzziele ohne den Einsatz von CCS: Eckpunkte für die Carbon Management Strategie und Gesetzesentwurf zur Änderung des KSpG | ADVANT Beiten

[4] Bundesförderung Industrie und Klimaschutz: Modul 2 | Kompetenzzentrum Klimaschutz in energieintensiven Industrien (KEI)

[5] INNOVFUND_Germany.pdf

[6] TOP 3 BMWE GE KSpG-Änderungsgesetz - Kabinettvorlage.pdf; Gesetzesbegründung verweist auf S.29 auf divergierende Akzeptanz. 

[7] Regulation - EU - 2024/1735 - EN - EUR-Lex, Art. 20

[8] Commission identifies the EU oil and gas producers to provide new CO₂ storage solutions for hard-to-abate emissions in Europe - European Commission

Regulation - EU - 2024/1735 - EN - EUR-Lex Art. 23

1. Einleitung

Am 3. Juli 2025 veröffentlichte der Bundesgerichtshof die mit großer Spannung erwarteten Entscheidungsgründe zum Beschluss vom 13. Mai 2025 (EnVR 83/20, abzurufen unter: document.py) und gab Einsicht in seine Handhabe der zuvor ergangenen EuGH-Entscheidung (hierzu bereits unsere Beiträge https://www.advant-beiten.com/aktuelles/keine-liebe-fuer-die-kundenanlage-eugh-urteil-vom-28-november-2024 und https://www.advant-beiten.com/aktuelles/eugh-urteil-zur-kundenanlage-muss-deutschland-das-enwg-anpassen).

Die Entscheidungsgründe bieten für den konkret vom BGH zu entscheidenden Fall kaum Überraschungen. Aus den Ausführungen des BGH zum Verhältnis von reguliertem Verteilernetz auf der einen und unregulierter Kundenanlage im Sinne von § 3 Nr. 24a EnWG auf der anderen Seite lassen sich jedoch wichtige Erkenntnisse für die Risikominimierung bei den weiteren "im Feuer stehenden" Infrastrukturen gewinnen. 

2. Im Detail 

Die Antragstellerin, ein Energieversorgungsunternehmen, plante im Jahr 2018 die Errichtung und den Betrieb zweier Blockheizkraftwerke. Diese sollten Wohnblöcke in zwei Gebieten mit Strom und Wärme versorgen. Sie meldete bei der Antragsgegnerin, dem Betreiber des Elektrizitätsverteilernetzes, Netzanschlüsse für zwei getrennte Kundenanlagen an und beantragte den Anschluss an deren Netz sowie die Bereitstellung der erforderlichen Zählpunkte gemäß § 20 Abs. 1d EnWG. Mit der Begründung, die Anlagen seien nicht als Kundenanlagen i.S.d. EnWG anzusehen, wurde diesem Anschlussbegehren nicht stattgegeben. Auch die Bundesnetzagentur lehnte die Anträge ab, die darauf gerichtet waren, das Verhalten der Antragsgegnerin zu prüfen. 

Gegen diese Entscheidung legte die Antragstellerin dann Beschwerde vor dem OLG Dresden und in nächster Instanz beim BGH ein. Dieser legte dem EuGH im Wege eines Vorabentscheidungsverfahrens die recht pauschale Frage zur Entscheidung vor, ob die Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie der deutschen Regelung zur Kundenanlage entgegenstehe.

Dies bejahte der EuGH und stellte fest, dass die Infrastrukturen stets als Verteilernetze einzustufen sind, wenn sie Elektrizität mit Hoch-, Mittel- oder Niederspannung weiterleiten, um sie an Kunden zu verkaufen. Damit definierte der EuGH das regulierte bzw. zu regulierende Netz im Sinne der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie denkbar weit.

In der Folge verneinte nun auch der BGH den Anspruch der Antragstellerin nach § 20 Abs. 1d EnWG. 

3. Auswirkungen auf bisher nicht regulierte Infrastrukturen 

Nachdem bereits das EuGH-Urteil für viel Verunsicherung bei den Betreibern und Nutzern von bislang unregulierten Strominfrastrukturen sorgte, ruhte ein Teil der Hoffnungen auf den Entscheidungsgründen des BGH.

Diese Hoffnungen erfüllte der BGH jedenfalls nicht unmittelbar. Einen "goldenen Weg" aus der Regulierung zeigt er nicht auf. Gleichwohl bieten seine Ausführungen hinreichende Anknüpfungspunkte, um das Regulierungsrisiko unter dem derzeit geltenden Recht effektiv zu minimieren: 

3.1 Es bleibt Raum für die Kundenanlage – jedenfalls ein bisschen

Der BGH betont, dass eine (einschränkende) richtlinienkonforme Auslegung des Kundenanlagenbegriffs im EnWG notwendig ist, um den Vorgaben des EuGH zu entsprechen. An den bisherigen richterrechtlich geprägten Maßstäben zu den Voraussetzungen einer Kundenanlage hält der BGH nicht fest, Rn. 15 der Entscheidungsgründe. 

Die Voraussetzungen für eine richtlinienkonforme Auslegung lägen jedoch vor. Dies folge nicht zuletzt aus dem Umstand, dass der Begriffsbestimmung der Kundenanlage auch nach Abgrenzung zum weiten Netzbegriff ein eigener Anwendungsbereich verbleibe.

So nennt der BGH ausdrücklich Leitungssysteme, die der Weiterleitung von Elektrizität dienen, die nicht zum Verkauf bestimmt ist, als Fallgruppe für weiterhin zulässige Kundenanlagen. Diese erfasse beispielsweise Eigenversorgungsanlagen, wie mit Erzeugungsanlagen verbundene Leitungssysteme, die von Eigentümern einer Wohnungseigentumsanlage oder Grundstückseigentümern gemeinsam betrieben und genutzt werden, Rn. 29 der Entscheidungsgründe. Überdies gestaltet der BGH seine Ausführungen nicht abschließend.

3.2 Europäischer Regulierungszusammenhang maßgeblich

Der BGH stellt seine Ausführungen zu den Voraussetzungen von tatbestandlichen Regulierungsausnahmen in den Zusammenhang der vom europäischen Rechtsrahmen bezweckten Netzregulierung – also den Rechtsfolgen. Insoweit führt er bspw. in Rn. 30 der Entscheidungsgründe aus:

"Ist das Leitungssystem dagegen Teil des regulierten (Verteiler-)Netzes, kann sie nicht von der Regulierung ausgenommen werden. Der Betreiber eines solchen Leitungssystems ist Verteilernetzbetreiber nach Art. 2 Nr. 29 EltRL 2019 (Art. 2 Nr. 6 EltRL 2009)." 

(Hervorhebung nicht im Original)

Damit erscheint zumindest vertretbar, dass auch lediglich mit Blick auf die von der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie bezweckten Rechtsfolgen eine richtlinienkonforme Auslegung notwendig werden wird. 

4. Erster Ausblick

Bis der Gesetzgeber verbleibende Unsicherheiten durch eine Neuregelung beseitigt, muss mit den Entscheidungen von EuGH und BGH umgegangen werden. Auswirkungen auf diverse Geschäftsmodelle sind zu prüfen, denn klar ist: Der Anwendungsbereich der Kundenanlage ist (erheblich) kleiner geworden!

Letztlich eröffnet die Entscheidung jedoch Chancen. So scheidet insbesondere eine künftige Einordung als Kundenanlage – anders als bspw. von der BNetzA (siehe hierzu: Bundesnetzagentur - EuGH-Urteil) befürchtet – nicht von vornherein aus. Dies eröffnet wichtige Spielräume.

Überdies ist der regulierungsrechtliche Kontext maßgeblich, so dass Raum für eine differenzierende Betrachtung der einzelnen mit dem Kundenanlagenstatus nach bisheriger Lesart verbundenen Privilegierungen möglich bleibt.

Das Energierechtsteam von ADVANT Beiten informiert zum Themenkreis Kundenanlage. Die erste Online-Veranstaltung findet am 17. Juli 2025 um 11 Uhr statt. Melden Sie sich gerne hierzu unter diesem Link an: https://events.teams.microsoft.com/event/67bfabee-fb69-4e8c-bb71-01cd61863c38@a2031f8b-0f55-418b-b711-b2b9b9fca9f3.

Dem zum Trotze bleibt Wasserstoff in den Augen der neuen Regierungskoalition eine zentrale Schlüsseltechnologie. Mit dem Sondervermögen Infrastruktur^[2] auf der einen Seite und dem perspektivisch erweiterten beihilferechtlichen Rahmen auf der anderen Seite gibt es tatsächlich neue Impulse, die Hoffnung machen. 

Grund genug, einen Blick auf die politische Agenda und die korrespondierenden Stellschrauben im regulatorischen Rahmen zu werfen. 

Was sagt der Koalitionsvertrag?

Die Zukunft der Wasserstoffwirtschaft wird im Koalitionsvertrag zentral über immerhin zwanzig Zeilen verhandelt (S. 34), die es in sich haben: 

• Pragmatismus statt Dogmatik
  Der Aufbau der Wasserstoffwirtschaft soll schneller und flexibler werden. Zudem sollen "alle Farben" von Wasserstoff genutzt werden – also ein technologieoffener Ansatz verfolgt werden. Die bisherige Fokussierung vor allem auf grünen Wasserstoff wird damit aufgelöst. Überdies liegt der Fokus beim künftigen Zertifizierungssystem (wohl für grünen als auch für kohlenstoffarmen Wasserstoff) auf dessen unbürokratischer Ausgestaltung.
• Breiter Infrastrukturausbau
  Mit zusätzlichen Trassen und unter Berücksichtigung von Wasserstoffspeichern soll das Wasserstoffkernnetz um eine Verteilernetzinfrastruktur ergänzt werden, damit eine Anbindung der industriellen Zentren im Süden und Osten sichergestellt ist. Ergänzend sollen europäische und deutsche Häfen in die notwendige Infrastruktur für den Import von Wasserstoff ein- und angebunden werden.
• Förderinstrumente verstetigen
  Für den Aufbau von Infrastrukturen und heimischen Erzeugungskapazitäten braucht es weiterhin nationale und europäische Förderprogramme. Hier nennt der Koalitionsvertrag ausdrücklich H2Global, IPCEI-Projekte und spezifische Programme für den Mittelstand.

Weitere Ideen für zusätzliche Anreize der Nachfrage nach Wasserstoff finden sich bereits auf S. 6 des Koalitionsvertrags. Dort werden klimaneutrale Leitmärkte über die Quotenregime (bspw. für grünen Stahl) oder vergaberechtliche Hebel skizziert.

Was ermöglicht der europäische Clean Industrial Deal?

Geht es nach der Kommission, steht Deutschland (und den übrigen Mitgliedstaaten) in Zukunft ein erweiterter beihilferechtlicher Rahmen für die Förderung von Investitionen in den Wasserstoffhochlauf zur Verfügung.

So sieht der im Februar von der Kommission im Entwurf vorgelegte Clean Industrial Deal^[3] ausdrücklich auch einen neuen Beihilferahmen vor (sog. Clean Industrial State Aid Framework – CISAF^[4]). Dieser soll neben die bestehenden Leitlinien für staatliche Umwelt-, Klimaschutz und Energiebeihilfen treten. Dabei rücken – wie der Name bereits andeutet – industriepolitische Maßgaben in den Mittelpunkt. Zudem benennt der vorliegende Entwurf die Herausforderung der Kumulierung verschiedener beihilferechtlicher Vehikel ausdrücklich und versucht diese aufzulösen.

Überdies werden weitere Impulse für die Wasserstoffbranche aus Brüssel erwartet. So soll noch in 2025 der delegierte Akt zu kohlenstoffarmem Wasserstoff verabschiedet werden, um Klarheit für Investoren zu schaffen. Flankierend wird eine Studie zur Bewertung der Wirksamkeit des aktuellen regulatorischen Rahmens und zur Identifizierung möglicher Hindernisse für den Ausbau erneuerbaren Wasserstoffs durchgeführt.

Im zweiten Quartal 2025 soll über die Europäische Wasserstoffbank (EHB) ein Wasserstoff-Mechanismus eingeführt werden, über den Abnehmer und Anbieter zusammengebracht und Finanzierungs- sowie Risikominderungsinstrumente bereitgestellt werden. Eine dritte Ausschreibungsrunde der EHB mit einem Budget von bis zu EUR 1 Mrd. ist für das dritte Quartal 2025 geplant. 

Chancen nutzen – Risiken minimieren

Mit dem Regierungswechsel als Katalysator dürfte sich der Rechtsrahmen für die Wasserstoffwirtschaft einschließlich der Förderlandschaft in den kommenden Monaten abermals ändern.

Neben neuen Fördervehikeln sind allerdings auch Anpassungen an bestehenden Privilegierungen nicht auszuschließen.

So zweifelt bspw. die Bundesnetzagentur mit ihrem kürzlich veröffentlichten Diskussionspapier zur Fortentwicklung der allgemeinen Netzentgeltsystematik die Sinnhaftigkeit der bestehenden zwanzigjährigen Netzentgeltprivilegierung für Elektrolyseure an.^[5]

Daher braucht es bei der vertraglichen Ausgestaltung von Projekten flexible Regelungen, die die wirtschaftlichen Interessen auch vor dem Hintergrund einer sich stetig ändernden Rechtslage wahren. 

Überdies müssen förderrechtliche Herausforderungen bei der Kumulierung von Privilegierungen bewältigt werden. Denn auch jenseits der beihilferechtlich abgesegneten Förderungen bspw. im Rahmen der IPCEI-Wellen oder der EHB-Ausschreibungen können nationale Regelungen unter Kumulierungsverbote fallen. Schließlich drohen ebenfalls Rückforderungen, wenn Fördermittelempfänger gegen vergaberechtliche Gebote bei der Verwendung der Fördermittel verstoßen. Bei Beschaffungsvorgängen sollte der durch den jeweiligen Fördermittelgeber und das geltende Vergaberecht gesetzte Rahmen daher ohne Ausnahme beachtet werden, um böse Überraschungen – bspw. im Rahmen einer späteren Mittelverwendungsprüfung – zu vermeiden.

Fazit

Mit dem Sondervermögen Infrastruktur auf der einen und dem kurzfristig erweiterten beihilferechtlichen Instrumentarium stehen die Chancen für einen erfolgreichen Markthochlauf in Deutschland so gut, wie lange nicht mehr.

Zudem steht mit Katherina Reiche eine ausgewiesene Kennerin an der Spitze des BMWE, die glaubhaft für eine Konsolidierung des rechtlichen Rahmens steht. Die Geschwindigkeit, mit der sich die Maßgaben für neue und bereits in der Realisierung befindliche Projekte ändern, dürfte daher weiterhin hoch bleiben.

Autoren: Sebastian Berg und Max Stanko
Beteiligte Experten: Julian Gruß und Johannes Voß-Lünemann

^[1] Vgl. BDEW, Strombezugskriterien Delegierter Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff, mit deutlicher Kritik an der derzeitigen Ausgestaltung der Kriterien der Zusätzlichkeit und der zeitlichen Korrelation, abrufbar unter: Strombezugskriterien Delegierter Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff | BDEW

^[2] Der DVGW fordert insoweit weitere 50 Milliarden aus dem Sondervermögen Infrastruktur, um den Markthochlauf final anzukurbeln, DVGW e.V.: 2025-04-23 - Sondervermoegen.

^[3] Siehe hierzu auch bereits: EU-Kommission stellt den Action Plan for Affordable Energy als Teil des Clean Industrial Deals vor | ADVANT Beiten

^[4] Siehe Entwurfsfassung unter 45b532ce-53fb-4907-975c-79edaa31a166_en.

^[5] BNetzA, Bundesnetzagentur - Presse - Bundesnetzagentur veröffentlicht Diskussionspapier zur Bildung der Stromnetzentgelte.

Insbesondere im Energie- und Klimasektor soll sich einiges verändern – wenn auch diese Veränderungen aus gleich mehreren Ministerien kommen werden: Die bislang vom Bundesministerium für Wirtschaft und Klima grün geführten Ressorts sind nun in drei Ministerien neu aufgeteilt worden: Das Ministerium für Digitalisierung und Staatsmodernisierung unter Karsten Wildberger, CDU, das Wirtschafts- und Energieministerium unter Katherina Reiche, CDU, und das Umwelt- und Klimaschutzministerium unter Carsten Schneider, SPD. 

Der Koalitionsvertrag im Allgemeinen

Unter dem Titel „Verantwortung für Deutschland“ legen die Koalitionspartner auf zehn Seiten die wichtigsten Bausteine ihrer energie- und klimapolitischen Agenda für die 21. Legislaturperiode fest. Hierbei bekennen sich die Koalitionspartner zuvorderst zur Einhaltung der europäischen und deutschen Ziele im Bereich des Klimaschutzes, konkret zur Reduzierung der Treibhausgasemissionen um 90 Prozent zum Jahr 2040 im Vergleich zum Referenzjahr 1990 sowie dem Ziel in Deutschland die Klimaneutralität – wie auch bisher – schon im Jahr 2045 und damit fünf Jahre vor dem Rest der Europäischen Union zu erreichen. 

Die Politik der kommenden vier Jahre soll die Energiewende insgesamt transparent, planbar und pragmatisch vorantreiben. Das übergeordnete Ziel – neben der Versorgungssicherheit – ist eine Senkung der Energiepreise: Verbraucher und Unternehmen sollen um mindestens fünf Cent pro Kilowattstunde Strom entlastet werden. 

Die Umsetzung dieser energie-, klima- und wirtschaftspolitischen Ziele wird dabei auf eine große Zahl verschiedener Maßnahmen gestützt, dazu im Einzelnen:

Verringerung der Stromkosten

Ein großes Wahlversprechen beider Koalitionspartner war die Verringerung der Stromkosten, welche trotz entsprechender Bemühungen nicht auf Vorkrisenniveau zurückgingen und ein Hemmschuh insbesondere für die deutsche Industrie sind.

Dieses Vorhaben findet sich im Koalitionsvertrag wieder. Die Koalitionspartner planen zunächst die Stromsteuer auf das von der Europäischen Union vorgegebene Mindestmaß zu senken und auch die Netzentgelte zu reduzieren. 

Darüber hinaus ist auch geplant, die Strompreiskompensation, die es stromkostenintensiven Unternehmen zur Erhaltung ihrer Wirtschaftsfähigkeit und Verhinderung ihrer Abwanderung ins Ausland erlaubt, einen Teil der Kosten als Beihilfe zurückzuerhalten, auf weitere Wirtschaftszweige auszuweiten. Allen voran – und im Einklang mit der Digitalpolitik der Koalition – sollen nun auch Rechenzentren an der Strompreiskompensation teilhaben können. Die energieintensiven Unternehmen, die nicht anderweitig zu entlasten sind, sollen von einem reduzierten Industriestrompreis profitieren. Dies soll insbesondere Unternehmen mit einem konstanten Strombedarf und geringen Flexibilisierungspotenzial, beispielsweise die Schwerindustrie, entlasten.

Was wird aus dem Gebäudeenergiegesetz?

Unter dem Abschnitt Bauen und Wohnen ist zu lesen, dass das "Heizungsgesetz" abgeschafft werden soll. Gemeint ist hier das Gebäudeenergiegesetz (GEG), welches innerhalb und außerhalb der Ampel-Koalition zu Verwerfungen geführt hatte. Das neue GEG soll technologieoffener, flexibler und einfacher werden.

Hierbei ist aber zu bemerken, dass die Regelungen des GEG z.T. auf der Umsetzung der Gebäuderichtlinie (Energy Performance of Buildings Directive, EPBD) beruht. Der Handlungsspielraum der neuen Regierung bei dessen Änderung ist damit nicht so umfassend, wie bislang und auch durch den Koalitionsvertrag suggeriert wurde.

Flexibilisierung und Beschleunigung

Unerlässliche Voraussetzung für die kommende Elektrifizierung der Energiewirtschaft ist die Modernisierung und der Ausbau des Stromnetzes. 

Hierbei soll zunächst die Digitalisierung des Netzes durch den Smart-Meter-Rollout beschleunigt werden, der für das Angebot von dynamischen Stromtarifen und dezentralen Versorgungskonzepten benötigt wird, aber auch die Datenlage für unzählige Anwendungen und Flexibilisierungsmöglichkeiten schaffen soll. 

Beim Netzausbau soll neben der allgemeinen Verstärkung des Verteilnetzes stärker auf den Bau von Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsnetzen gesetzt werden, um den Strom aus Regionen mit hoher Erzeugung von Wind- und Solarenergie besser zu distribuieren. 

Die Industrie soll zudem neue Möglichkeiten zur Direktversorgung mit Strom erhalten. Ebenfalls soll das gesamte Stromsystem durch den Ausbau systemdienlicher Speicherkapazitäten effizienter werden, wozu auch Heimspeicher und die Möglichkeit des bidirektionalen Ladens von E-Autos dienen können. 

Diese Maßnahmen sollen durch fortschreitende Entbürokratisierung sowie die Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren ergänzt werden. Insbesondere will die Koalition hierbei den Bund-Länder-Prozess zur Umsetzung des Pakts für Planungs-, Umsetzungs- und Genehmigungsbeschleunigung fortführen und durch zeitige Umsetzung von europäischen Vorgaben wie der Erneuerbare-Energien-Richtlinie III (RED III) Planungssicherheit für alle Teilnehmer schaffen.

Ausbau und Nutzung von Erneuerbaren Energien

Zentrale Stoßrichtung der Energiepolitik bleibt der Ausbau der Erneuerbaren Energien und deren Integration in das Stromnetz:

• Bei der Förderung des Zubaus von Solarenergie, auch mit verbundenen Stromspeichern, sowie dem Betrieb von Bestandsanlagen soll die netz- und systemdienliche Einspeisung eine größere Rolle spielen. Andererseits soll das erst kürzlich beschlossene Solarspitzengesetz hinsichtlich der Nullvergütung in Zeiten negativer Strompreise noch einmal überprüft werden.
• Die Regelungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) betreffend der Bürgerenergiegesellschaft, soll vereinfacht werden und die Möglichkeiten zur physikalischen Direktversorgung von Unternehmen ausgeweitet werden.
• Für die langfristige Nutzung von klimaneutralem Wasserstoff sollen zeitnah die Regelungen im Einklang mit der nationalen und europäischen Wasserstoffstrategie umgesetzt werden. Der Koalitionsvertrag geht davon aus, dass Deutschland langfristig ein Energieimportland sein wird, sodass zwar weitere systemdienliche Wasserstoffelektrolyseure eine dezentrale Versorgung sicherstellen sollen, aber auch gleichzeitig grenzüberschreitende Partnerschaften und Importinfrastruktur wie (See-)Häfen oder Pipelines aufgebaut werden müssen.
• Die Versorgung mit Nah- und Fernwärme soll ausgebaut und bestehende Gasnetze entsprechend umgerüstet werden. Hierzu soll die Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) gesetzlich geregelt und mit weiteren finanziellen Mitteln aufgestockt werden. Der DDer gesetzliche Rahmen wird durch die Umsetzung der EU-Gasbinnenmarktrichtlinie sowie eine Überarbeitung der Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV) und der Wärmelieferverordnung (WärmeLV) vorgegeben.
• Es soll ein Geothermie-Beschleunigungsgesetz verabschiedet werden. 

Kraftwerksstrategie, KWK und Kohleausstieg

Im Rahmen der Kraftwerksstrategie sollen schnellstmöglich technologieoffene Ausschreibungen erfolgen, um bis zum Jahr 2030 weitere 20 GW Gaskraftwerksleistung zuzubauen. Diese sollen sodann neben anderen Erzeugungsanlagen und Speichern in einen Kapazitätsmechanismus eingebunden werden, der einen hohen Grad an Versorgungssicherheit bei gesteigerter Flexibilität ermöglicht. 

Ebenfalls soll die Kraft-Wärme-Kopplung ("KWK") weiterhin eine hervorgehobene Rolle spielen. KWK-Anlagen sollen zur klimaneutralen Wärmeversorgung, aber auch im neu zu schaffenden Kapazitätsmechanismus genutzt werden; eine entsprechende Anpassung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG) soll noch im Jahr 2025 folgen. In diesem Zusammenhang sollen auch Reservekraftwerke zukünftig nicht nur bei Versorgungsengpässen zum Einsatz kommen, sondern auch zur Stabilisierung des Strompreises. Nichtsdestotrotz bleibt es beim Ende der Braunkohleverstromung bis spätestens 2038, wobei der konkrete Zeitplan, nach dem die Braunkohlekraftwerke vom Netz und aus der Reserve genommen werden, sich nach dem Fortschritt des Zubaus neuer Kraftwerke richten wird.

Umsetzung der Vorschriften zum Emissionshandel

Die Koalition erachtet die CO₂-Bepreisung im Wege des Europäischen Emissionshandelssystems als zentralen Baustein des Klimaschutzes.

Aktuell nehmen nur Betreiber von großen Energieanlagen und energieintensiven Industrieanlagen sowie Luftfahrzeugbetreiber und Schifffahrtsunternehmen am Emissionshandelssystem der Europäischen Union ("EU-EHS 1") teil, d.h. sie müssen CO₂-Zertifikate entsprechend ihrer Emissionen erwerben. Das bestehende System wird ab 2027 um ein eigenständiges System für Gebäude, Straßenverkehr und weitere Sektoren ("EU-EHS 2") – welches Deutschland zeitnah in nationales Recht umsetzen muss – erweitert und löst so das deutsche Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) ab. 

Einen Teil der Einnahmen aus dem Handel mit den CO₂-Zertifikaten soll auch dazu genutzt werden, um Bürger zum Beispiel in den Bereichen Wohnen und Mobilität weiter zu entlasten. Es ist nämlich zu erwarten, dass die Kosten von Heizen und Treibstoff aufgrund des Übergangs in das europäische System des Emissionshandels steigen werden.

Fazit

Auf nur wenigen Seiten greift der Koalitionsvertrag der neuen Regierung eine Reihe an zentralen Themen der Energiewirtschaft auf, bleibt jedoch bezüglich der konkreten Umsetzung der vorgeschlagenen Maßnahmen bedauerlicherweise unpräzise. So ist die wirtschaftliche Planbarkeit für viele Marktteilnehmer weiter offen. Die konkreten Gesetzesentwürfe werden abgewartet werden müssen.

Klar ist jedenfalls, dass die Umsetzung europäischer Richtlinien und die Verabschiedung neuer und Anpassung bestehender Gesetze einen hohen Aufwand mit sich bringen wird. Diskurse müssen geführt werden, um den gemeinsamen Pfad weiter zu justieren.

Schließlich hängt die Verwirklichung dieser Ziele auch von tatsächlichen und wirtschaftlichen Umständen ab, hier vor allem vom Hochlauf des Wasserstoffmarkts und dem notwendigen Ausbau der Netzinfrastruktur. Die nächsten vier Jahre werden in diesen Bereichen bedeutende Entwicklungen bringen, die wir mit großer Aufmerksamkeit verfolgen werden.

Anton Buro
Dr. Malaika Ahlers

Bei allen Fragen rund um energierechtliche Themen stehen Ihnen ebensoPeter Meisenbacher, Sebastian Berg und Dr. Florian Böhm aus dem Energy-Team zur Verfügung.

Solarimo bietet mit der Strommarke SolarMe Mieterstromlösungen für die Wohnungswirtschaft an. Mit der Transaktion sollen bis Jahresende 300 Photovoltaikanlagen mit einer installierten Leistung von insgesamt 10,3 Megawatt in den Betrieb von Einhundert überführt werden. Die Anlagen sollen mehr als 10.000 Mieterinnen und Mieter deutschlandweit mit lokal erzeugtem Solarstrom versorgen. Dies soll eine jährliche Einsparung von rund 4.000 Tonnen CO2 ermöglichen.

Die ENGIE Deutschland GmbH will den Übergang zu einer kohlenstoffneutralen Wirtschaft beschleunigen. In Deutschland plant, baut, betreibt und vermarktet das Unternehmen Wind-, Photovoltaik- und Wasserkraftanlagen sowie Pumpspeicher und Batteriespeicher. Engie handelt mit Strom und Gas und versorgt Endkunden mit Energie.

Die Transaktion wurde bei ADVANT Beiten federführend von Dr. Barbara Mayer, Christian Burmeister und Peter Meisenbacher begleitet. 

Die Einhundert Energie GmbH unterstützt seit 2017 Immobilienunternehmen bei der Elektrifizierung und Dekarbonisierung ihrer Gebäudeportfolios. Das Kölner Unternehmen ermöglicht Wohnungsunternehmen und ihren Mieterinnen und Mietern eine Teilhabe an der die Energiewende. Genutzt werden soll 100 Prozent CO₂-neutrale Energie aus lokaler Photovoltaik.

Berater Solarimo:
ADVANT Beiten: Dr. Barbara Mayer (Corporate/M&A, Freiburg), Christian Burmeister (Corporate/M&A, Freiburg/Berlin), Peter Meisenbacher (Public Sector/Energy, Freiburg/Berlin, alle Federführung), Dr. Erik Schmid, Alexander Gräßel (Arbeitsrecht, München/Freiburg).

Berater Einhundert Energie:
Noerr: Dr. Christoph Thiermann, Dr. Christian Haagen (München/London)

Pressekontakt
Frauke Reuther
Manager Kommunikation
ADVANT Beiten
+49 (69) 75 60 95 - 570
frauke.reuther@advant-beiten.com

Dr. Barbara Mayer
Rechtsanwältin
ADVANT Beiten
+49 (761) 15 09 84 - 14
Barbara.Mayer@advant-beiten.com

Christian Burmeister
Rechtsanwalt
+49 (761) 15 09 84 - 18
Christian.Burmeister@advant-beiten.com

Die wirtschaftliche Situation Deutschlands war im Vorfeld der Koalitionsverhandlungen viel diskutiert worden. Der Koalitionsvertrag setzt nun klare Schwerpunkte: Mit Reformen und Investitionen soll Deutschland wieder nach vorne gebracht werden. Wie der Ökonom Clemens Fuest treffend bemerkt, ist ein Schwerpunkt auf Investitionen erkennbar und damit ein gutes Signal an Investoren und für Wachstum.

Der vorliegende Beitrag analysiert die im Koalitionsvertrag vorgesehenen Förderungen und Subventionen für verschiedene Branchen und Sektoren. Dabei werden sowohl die wirtschaftspolitischen Maßnahmen als auch die Förderungen für Forschung, Entwicklung und Bildungseinrichtungen detailliert betrachtet. Besonderes Augenmerk liegt auf der Frage, welche konkreten Fördermaßnahmen die verschiedenen Branchen in den kommenden vier Jahren erwarten können und wie diese im Koalitionsvertrag verankert sind.

1. Allgemeine wirtschaftliche Ausrichtung des Koalitionsvertrags

Der Koalitionsvertrag zwischen CDU, CSU und SPD setzt einen deutlichen Schwerpunkt auf die Stärkung der deutschen Wirtschaft. In Zeile 94-96 wird die grundlegende Ausrichtung klar formuliert: “Hierzu werden wir unter anderem Investitionen, Innovationen und Wettbewerb fördern, Steuern, Abgaben und Energiepreise senken, Arbeitsanreize verbessern, die Dekarbonisierung unterstützen, Bürokratie zurückbauen und eine aktive Handelspolitik betreiben.”

Der Deutschlandfonds als zentrales Instrument

Das Herzstück der wirtschaftlichen Fördermaßnahmen ist der geplante Deutschlandfonds. In Zeile 111-112 des Koalitionsvertrags heißt es: “Investitionen sind die Grundlage einer starken Wirtschaft. Wir werden einen Deutschlandfonds einrichten.” Dieser Fonds soll, wie die Spitzen von CDU, CSU und SPD in ihrer Präsentation des Koalitionsvertrags erläuterten, mit mindestens zehn Milliarden Euro vom Bund durch Garantien oder finanzielle Transaktionen ausgestattet werden. Mit zusätzlichem privaten Kapital und Garantien sollen so mindestens EUR 100 Mrd. zusammenkommen.

Der Deutschlandfonds zielt insbesondere auf die Unterstützung des Mittelstands und sogenannter Scale-ups ab – also kleiner Unternehmen mit Wachstumspotenzial. Laut Koalitionsvertrag sollen damit “Finanzierungslücken im Bereich des Wachstums- und Innovationskapitals” (Zeile 117) geschlossen werden. Die Koalition plant, die privaten Investitionen von Investoren bei der WIN-Initiative auf über EUR 25 Mrd. mehr als zu verdoppeln und “mit Garantien des Bundes weiter [zu] hebeln” (Zeile 122-123).

Steuerliche Entlastungen und Investitionsanreize

Ein weiterer zentraler Baustein der Wirtschaftsförderung sind steuerliche Entlastungen und Investitionsanreize. Der Koalitionsvertrag sieht vor, die Körperschaftsteuer in fünf Schritten um jeweils einen Prozentpunkt zu senken, beginnend ab dem Jahr 2028. Für die unmittelbare Zukunft – die Jahre 2025, 2026 und 2027 – sollen Unternehmen von einer degressiven Abschreibung von 30 Prozent auf Ausrüstungsinvestitionen profitieren können.

Wie aus dem Koalitionsvertrag hervorgeht, sollen Investitionen dadurch gefördert werden, dass der Unternehmenssteuersatz ab 2028 schrittweise gesenkt werden soll. Für die Jahre 2025, 2026 und 2027 soll auf Ausrüstungsinvestitionen eine degressive Abschreibung ihrer Investitionskosten von 30 Prozent gelten. 

Die Einkommensteuer für kleine und mittlere Einkommen soll ebenfalls sinken, allerdings erst zur Mitte der Legislaturperiode. Der umstrittene Solidaritätszuschlag soll hingegen unverändert bestehen bleiben – einkommensstarke Bürger und Unternehmen müssen diese Sonderabgabe also weiterhin zahlen.

Bürokratieabbau und Vereinfachung von Unternehmensgründungen

Ein wesentlicher Aspekt der Wirtschaftsförderung im Koalitionsvertrag ist der Abbau bürokratischer Hürden, insbesondere für Start-ups und Unternehmensgründungen. In Zeile 104-106 wird ein “vollständiger One-Stop-Shop” angekündigt, “der alle Anträge und Behördengänge auf einer Plattform digital bündelt und eine Unternehmensgründung innerhalb von 24 Stunden ermöglicht.”

Für Start-ups soll eine “Gründerschutzzone” geprüft werden, um Bürokratie zu reduzieren. Zudem sollen notarielle Vorgänge vereinfacht und digitale Beurkundungsprozesse sowie der automatische Datenaustausch zwischen Notariat, Finanzamt und Gewerbeamt ermöglicht werden (Zeile 101-104). Diese Maßnahmen zielen darauf ab, Deutschland als attraktiven Standort für Unternehmensgründungen zu positionieren und die administrativen Hürden für Gründerinnen und Gründer deutlich zu senken.

2. Branchenspezifische Förderungen für die Wirtschaft

Der Koalitionsvertrag enthält zahlreiche branchenspezifische Fördermaßnahmen, die auf die besonderen Bedürfnisse und Herausforderungen verschiedener Wirtschaftszweige zugeschnitten sind. Im Folgenden werden die wichtigsten Förderungen für einzelne Branchen detailliert dargestellt.

Industrie und Dekarbonisierung

Die Förderung der Industrie und insbesondere die Unterstützung bei der Dekarbonisierung nehmen im Koalitionsvertrag einen prominenten Platz ein. In Zeile 164-166 wird angekündigt: “Wir werden die Förderregeln und -praxis für Industrieansiedlungen und Großvorhaben modernisieren und bürokratische Hürden abbauen. Wir werden auch die Förderprogramme zur Dekarbonisierung der Industrie, unter anderem die Klimaschutzverträge, fortsetzen.”

Ein besonderer Fokus liegt auf der Entlastung energieintensiver Unternehmen. Der Koalitionsvertrag sieht vor, die Stromsteuer “für alle auf das europäische Mindestmaß” zu senken und einen Industriestrompreis für energieintensive Firmen einzuführen. Zudem sollen Umlagen und Netzentgelte reduziert werden. Diese Maßnahmen zielen darauf ab, die internationale Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Industrie zu stärken und gleichzeitig den Übergang zu einer klimaneutralen Produktion zu unterstützen.

Für die Stahl- und Automobilindustrie, die vor besonderen Herausforderungen steht (Zeile 218), sind spezifische Unterstützungsmaßnahmen vorgesehen. Auch die Abscheidung und Speicherung von Kohlendioxid (CCS) soll insbesondere für schwer vermeidbare Emissionen des Industriesektors und für Gaskraftwerke ermöglicht werden. Die Stahlindustrie, die aus Sicht der Koalition “von zentraler strategischer Bedeutung für den Wirtschaftsstandort ist” (Capital, 09.04.2025), soll diese Technologie ebenfalls nutzen können.

Innovation und Digitalisierung

Die Förderung von Innovation und Digitalisierung bildet einen weiteren Schwerpunkt im Koalitionsvertrag. Deutschland soll als “KI-Nation” (Zeile 107-108) etabliert werden, was “massive Investitionen in die Cloud- und KI-Infrastruktur sowie in die Verbindung von KI und Robotik” erfordert. Zudem sollen “Leichtbau-Technologie, additive Fertigung und 3D-Druck” gefördert werden (Zeile 109).

Die Biotechnologie wird im Koalitionsvertrag als “Schlüsselindustrie” bezeichnet, die gefördert werden soll (Zeile 187). Auch die Mikroelektronik und Halbleiterindustrie sollen unterstützt werden, wobei “Investitionen unter dem European Chips Act und dem IPCEI-Rahmen weiterhin” gefördert werden sollen (Zeile 191).

Laut Koalitionsvertrag soll Deutschland als “führender Standort für Mikroelektronik” etabliert werden, wobei “Forschung, Fachkräfte und Fertigung zusammen” gedacht werden sollen. Ein Kompetenzzentrum für Chipdesign soll aufgebaut werden, um die technologische Souveränität Deutschlands in diesem strategisch wichtigen Bereich zu stärken.

Mobilität und Verkehr

Im Bereich Mobilität und Verkehr setzt der Koalitionsvertrag klare Schwerpunkte bei der Förderung der Elektromobilität. In Zeile 201 wird angekündigt: “Wir werden die E-Mobilität mit Kaufanreizen fördern.” Die steuerliche Förderung von E-Fahrzeugen soll auf EUR 100.000 angehoben werden (Zeile 204).

Konkret plant die Koalition Sonderabschreibungen für E-Autos, eine stärkere steuerliche Begünstigung von Dienstwagen durch eine Erhöhung der Bruttopreisgrenze sowie die Befreiung von der Kfz-Steuer für E-Autos bis 2035. Eine Förderung von Plug-In-Hybrid-Technologie (PHEVs) und Elektrofahrzeugen mit Range-Extender ist ebenfalls vorgesehen (Zeile 209).

Darüber hinaus soll der “beschleunigte Ausbau und die Sicherstellung der Finanzierung eines flächendeckenden” Ladenetzes vorangetrieben und “die stärkere Förderung des gewerblichen Depotladens” umgesetzt werden (Zeile 211-213). Auch eine “Förderung einer Wasserstoff-Ladeinfrastruktur für Nutzfahrzeuge” ist geplant (Zeile 215).

Die Luftfahrtbranche soll mit Steuererleichterungen entlastet werden. “Die luftverkehrsspezifischen Steuern, Gebühren und Abgaben wollen wir reduzieren und die Erhöhung der Luftverkehrsteuer zurücknehmen”, heißt es im Koalitionsvertrag.

Start-ups und Mittelstand

Start-ups und der Mittelstand erhalten im Koalitionsvertrag besondere Aufmerksamkeit. Neben dem bereits erwähnten Bürokratieabbau und der Vereinfachung von Unternehmensgründungen sind spezifische Fördermaßnahmen für diese Unternehmensgruppen vorgesehen.

Die Mitarbeiterkapitalbeteiligung soll “durch eine praxisnahe Ausgestaltung von Steuer- und Sozialversicherungsrecht weiter gestärkt” werden (Zeile 106-107). Zudem sollen “spezielle Förderungen für Gründerinnen ausgebaut” werden (Zeile 133), um die Unterrepräsentation von Frauen im Start-up-Bereich zu adressieren.

Der Koalitionsvertrag betont die Bedeutung von Start-ups als “Hidden Champions und DAX-Konzerne von morgen” (Zeile 101) und sieht verschiedene Maßnahmen vor, um das Start-up-Ökosystem in Deutschland zu stärken. Dazu gehört auch die Verbesserung der Finanzierungsbedingungen, insbesondere im Bereich des Wachstums- und Innovationskapitals.

Außenwirtschaft und Handel

Die Koalition bekennt sich zu einer aktiven Außenwirtschaftsförderung. In Zeile 293 wird angekündigt: “Wir werden die Instrumente der Außenwirtschaftsförderung strategisch ausrichten”. Die Außenwirtschaftsförderung soll mit der Entwicklungszusammenarbeit für die deutsche Wirtschaft verknüpft werden (Zeile 4246).

Die geplante Regierung strebt weitere Handels- und Investitionsabkommen an und unterstützt entsprechende Bemühungen der EU. “Mit den USA streben wir mittelfristig ein Freihandelsabkommen an, kurzfristig wollen wir einen Handelskonflikt vermeiden und setzen auf die Reduzierung von Einfuhrzöllen auf beiden Seiten des Atlantiks”, heißt es im Koalitionsvertrag.

Diese Maßnahmen zielen darauf ab, die internationale Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Wirtschaft zu stärken und neue Absatzmärkte für deutsche Produkte und Dienstleistungen zu erschließen.

3. Förderungen für Forschung und Bildung

Der Koalitionsvertrag zwischen CDU, CSU und SPD setzt neben der Wirtschaftsförderung einen deutlichen Schwerpunkt auf die Förderung von Forschung, Innovation und Bildung. Diese Bereiche werden als zentrale Säulen für die Zukunftsfähigkeit Deutschlands betrachtet. Im Folgenden werden die wichtigsten Fördermaßnahmen für Forschung und Bildung detailliert dargestellt.

Hightech Agenda Deutschland

Ein Kernstück der Forschungsförderung im Koalitionsvertrag ist die “Hightech Agenda für Deutschland”. In Zeile 2503-2505 wird angekündigt: “Wir starten eine Hightech Agenda für Deutschland unter Einbindung der Länder. Wir wollen dazu in definierten Missionen technologieoffene Innovationsökosysteme und Forschungsfelder organisieren und fördern mit klaren Zielen und Meilensteinen”.

Die Hightech Agenda setzt klare Prioritäten bei der Förderung von Schlüsseltechnologien. Der Koalitionsvertrag nennt in Zeile 2507-2508 explizit: “Wir priorisieren für die Hightech Agenda in einem ersten Schritt die Forschungs- und Innovationsförderung des Bundes auf folgende Schlüsseltechnologien:”

Künstliche Intelligenz

Im Bereich der Künstlichen Intelligenz plant die Koalition eine umfassende Offensive. In Zeile 2509-2512 heißt es: “Wir starten eine KI-Offensive mit einem 100.000-GPU-Programm (AI-Gigafactory). Wir stellen eine exzellente Infrastruktur bereit, die Forschung und Hochschulen durch den Auf- und Ausbau von Hoch- und Höchstleistungsrechenzentren den Zugang zu entsprechenden Rechnerinfrastrukturen ermöglicht. Wir wollen im Verbund KI-Spitzenzentren errichten.”

Diese massive Investition in KI-Infrastruktur unterstreicht den Anspruch Deutschlands, sich als führende “KI-Nation” zu etablieren. Die Verbindung von KI und Robotik wird dabei besonders betont, was die Anwendungsorientierung der Forschungsförderung verdeutlicht.

Quantentechnologien

Die Quantentechnologie wird als weiterer Schwerpunkt der Forschungsförderung definiert. Der Koalitionsvertrag kündigt in Zeile 2513-2515 an: “Wir bauen das nationale Quantenökosystem aus. Leistungsfähige Quantensysteme machen wir in der Fläche verfügbar und sorgen für die beschleunigte Entwicklung von mindestens zwei Quantenhöchstleistungsrechnern im Wettbewerb.”

Die Förderung der Quantentechnologie zielt darauf ab, Deutschland in diesem zukunftsweisenden Technologiefeld international wettbewerbsfähig zu positionieren und die technologische Souveränität zu stärken.

Mikroelektronik

Im Bereich der Mikroelektronik setzt der Koalitionsvertrag auf eine ganzheitliche Förderung. In Zeile 2516-2518 wird angekündigt: “Wir stärken den Mikroelektronikstandort Deutschland und denken dabei Forschung, Fachkräfte und Fertigung zusammen – wir bauen ein Kompetenzzentrum für Chipdesign auf.”

Diese Maßnahme steht im Einklang mit der europäischen Chips-Strategie und soll dazu beitragen, die Abhängigkeit von internationalen Lieferketten im Bereich der Halbleiter zu reduzieren.

Biotechnologie

Die Biotechnologie wird im Koalitionsvertrag als Schlüsselindustrie definiert, die besondere Förderung erfahren soll. In Zeile 2519-2522 heißt es: “Wir fördern die Entwicklung neuer Wirkstoffe und Therapien durch die lebenswissenschaftliche, molekularbiologische und pharmazeutische Forschung sowie die Agrar-/Ernährungswissenschaften und Biodiversitätsforschung. Wir schaffen eine Nationale Biobank als Grundlage für Präventions-, Präzisions- und personalisierte Medizin.”

Die Förderung der Biotechnologie umfasst somit sowohl medizinische als auch landwirtschaftliche Anwendungen und zielt auf eine Stärkung des Biotechnologiestandorts Deutschland ab.

Fusion und klimaneutrale Energieerzeugung

Ein besonderer Schwerpunkt liegt auf der Förderung von Technologien zur klimaneutralen Energieerzeugung. Der Koalitionsvertrag kündigt in Zeile 2523-2526 an: “Wir bringen neuartige Klimatechnologien voran. Wir bauen die Forschung im Bereich Photovoltaik, Windenergie, Geothermie, Wasserstoff sowie Speichertechnologien wie zum Beispiel Batterien aus. Wir wollen die Fusionsforschung stärker fördern. Unser Ziel ist: Der erste Fusionsreaktor der Welt soll in Deutschland stehen.”

Diese ambitionierte Zielsetzung unterstreicht den Anspruch Deutschlands, eine Führungsrolle bei der Entwicklung zukunftsweisender Energietechnologien einzunehmen.

Klimaneutrale Mobilität

Im Bereich der Mobilitätsforschung setzt der Koalitionsvertrag klare Prioritäten. In Zeile 2527-2530 wird angekündigt: “Wir intensivieren unsere Forschungsaktivitäten für die Dekarbonisierung der bodengebundenen Mobilität sowie der Schiff- und Luftfahrt. Der verlässliche Auf- und Ausbau der Batterieforschung über die Kompetenzcluster spielt ebenso wie die vernetzte Mobilität eine zentrale Rolle.”

Die Förderung der Mobilitätsforschung ist eng mit den wirtschaftspolitischen Zielen der Koalition verknüpft und soll dazu beitragen, die Transformation der Automobilindustrie zu unterstützen.

Strategische Forschungsfelder

Neben den Schlüsseltechnologien definiert der Koalitionsvertrag mehrere strategische Forschungsfelder, die besondere Förderung erfahren sollen.

Gesundheitsforschung

Im Bereich der Gesundheitsforschung setzt der Koalitionsvertrag klare Schwerpunkte. In Zeile 2532-2538 heißt es: “Wir stärken die Gesundheitsforschung auch mit Fokus auf personalisierte Medizin. Den strategischen Ansatz bei der Gen- und Zelltherapie führen wir fort. Wir unterstützen die Bemühungen des Deutschen Krebsforschungszentrums (DKFZ) zur Gründung von Außenstellen, um so den Zugang zu Innovationen und Forschung flächendeckend zu verbessern. Wir bauen im Bereich der onkologischen Forschung und klinischen Versorgung relevante Netzwerke aus (DKTK, NCT). Wir fördern Forschung zu Frauengesundheit und postinfektiösen Erkrankungen (Long COVID, ME/CFS und PostVac).”

Die Förderung der Gesundheitsforschung zielt darauf ab, die medizinische Versorgung zu verbessern und innovative Therapieansätze zu entwickeln.

Meeres-, Klima- und Nachhaltigkeitsforschung

Die Koalition bekennt sich zu einer verstärkten Förderung der Umwelt- und Klimaforschung. In Zeile 2539-2542 wird angekündigt: “Wir erneuern die deutsche Forschungsflotte und verstetigen die Deutsche Allianz Meeresforschung. Wir stärken die Forschung zu Klimawandel, Klimafolgen und Klimaanpassung sowie zu klimarelevanten Ökosystemen wie Wäldern, Küsten, Mooren, Hochgebirgen und zur Kreislaufwirtschaft.”

Diese Forschungsförderung ist eng mit den klimapolitischen Zielen der Koalition verknüpft und soll dazu beitragen, wissenschaftliche Grundlagen für effektive Klimaschutz- und Anpassungsmaßnahmen zu schaffen.

Geistes- und Sozialwissenschaften

Auch die Geistes- und Sozialwissenschaften erfahren im Koalitionsvertrag besondere Aufmerksamkeit. In Zeile 2543-2546 heißt es: “Wir stärken die Förderung von Sozial-, Geistes- und Kulturwissenschaften, vor allem die Erinnerungskultur, politische Bildung und Demokratieforschung sowie die Sozialpolitikforschung. Wir entwickeln ein Kompetenznetzwerk für jüdische Gegenwartsforschung und stärken die Antisemitismusforschung.”

Diese Förderung unterstreicht die Bedeutung, die die Koalition den gesellschaftlichen und kulturellen Dimensionen der Forschung beimisst.

Sicherheits- und Verteidigungsforschung

Ein weiterer Schwerpunkt liegt auf der Sicherheits- und Verteidigungsforschung. Der Koalitionsvertrag kündigt in Zeile 2547-2551 an: “Wir bauen die Friedens- und Konfliktforschung sowie Regionalforschung (zum Beispiel zu Osteuropa, China, USA) aus und schaffen eine Förderkulisse für Sicherheits- und Verteidigungsforschung einschließlich Cybersicherheit und sicherer Infrastrukturen, um Kooperation von Hochschulen und außeruniversitärer Forschung mit Bundeswehr und Unternehmen gezielter zu ermöglichen.”

Diese Förderung spiegelt die sicherheitspolitischen Herausforderungen wider und zielt auf eine Stärkung der Resilienz kritischer Infrastrukturen ab.

Luft- und Raumfahrt

Im Bereich der Luft- und Raumfahrt plant die Koalition eine umfassende Offensive. In Zeile 2552-2554 heißt es: “Wir starten eine Offensive für Luft- und Raumfahrt und bringen Spitzenforschung und Kommerzialisierung erfolgreich zusammen. Wir errichten eine Nationale Hyperloop Referenzstrecke.”

Diese Förderung zielt darauf ab, Deutschland als führenden Standort für Luft- und Raumfahrttechnologie zu positionieren und innovative Mobilitätskonzepte zu entwickeln.

Hochschulen und Forschungstransfer

Ein zentrales Anliegen des Koalitionsvertrags ist die Stärkung des Forschungstransfers und die bessere Verzahnung von Wissenschaft und Wirtschaft.

Initiative Forschung & Anwendung

Der Koalitionsvertrag kündigt in Zeile 2556-2559 die Schaffung einer neuen Dachmarke an: “Wir schaffen eine Dachmarke „Initiative Forschung & Anwendung” mit drei Säulen: (1) Die Programme ZIM, IGF und INNO-KOM, (2) „Transferbooster” mit den Transfer-Programmen des BMBF inklusive DATI-Pilot unter Konsortialführerschaft der HAW, (3) „Deutsche Anwendungsforschungsgemeinschaft” (DAFG) mit den Programmen „Forschen an HAW” und „FH Personal”.”

Diese Initiative zielt darauf ab, den Wissens- und Technologietransfer zwischen Hochschulen, Forschungseinrichtungen und Unternehmen zu verbessern und die anwendungsorientierte Forschung zu stärken.

Stärkung der Hochschulen für angewandte Wissenschaften

Ein besonderer Fokus liegt auf der Stärkung der Hochschulen für angewandte Wissenschaften (HAW). In Zeile 2559-2561 heißt es: “Die DAFG soll perspektivisch in den Pakt für Forschung und Innovation (PFI) aufgenommen werden. Hochschulen für angewandte Wissenschaften (HAW) müssen angemessen am Förderaufkommen der DAFG beteiligt werden.”

Diese Maßnahme zielt darauf ab, die anwendungsorientierte Forschung an HAWs zu stärken und ihre Rolle im deutschen Wissenschaftssystem aufzuwerten.

Innovationsfreiheitsgesetz

Ein zentrales Element zur Stärkung der Forschung ist das geplante Innovationsfreiheitsgesetz. Der Koalitionsvertrag kündigt in Zeile 2565-2566 an: “Wir geben der Forschung mehr Freiheit und entfesseln sie von kleinteiliger Förderbürokratie. Wir schaffen Bereichsausnahmen für Forschung unter anderem im Umsatzsteuergesetz und identifizieren weitere Bereiche etwa im Vergaberecht.”

Ziel ist es, bürokratische Hürden abzubauen und die Rahmenbedingungen für Forschung und Innovation zu verbessern. In Zeile 2567-2570 wird konkretisiert: “Wir werden Antragslogiken, Nachweiserfordernisse und Regularien entschlacken und Entscheidungen beschleunigen. Hierzu gehören zum Beispiel eine flexiblere Bewirtschaftung von Projektmitteln und Verschlankung der Steuerungssystematik der Projektträger.”

Verlässlichkeit und Planbarkeit der Forschungsförderung

Der Koalitionsvertrag betont die Bedeutung von Verlässlichkeit und Planbarkeit in der Forschungsförderung. In Zeile 2591-2592 wird angekündigt: “Bei der steuerlichen Forschungszulage heben wir den Fördersatz und die Bemessungsgrundlage deutlich an”. Zudem sollen die “Rahmenbedingungen der Regelfinanzierung der Forschungsförderung” (Zeile 2594) verbessert werden.

Diese Maßnahmen zielen darauf ab, die Planungssicherheit für Forschungseinrichtungen und forschende Unternehmen zu erhöhen und langfristige Forschungsvorhaben zu ermöglichen.

Bildungsförderung

Neben der Forschungsförderung setzt der Koalitionsvertrag auch klare Akzente bei der Förderung von Bildung und Qualifizierung.

Berufliche Bildung und Weiterbildung

Im Bereich der beruflichen Bildung und Weiterbildung kündigt der Koalitionsvertrag verschiedene Fördermaßnahmen an. In Zeile 2384 wird die Bedeutung der “Begabtenförderung” betont. Zudem sollen “Fortbildungsstufen zunächst für Mangelberufe förderfähig” gemacht werden (Zeile 2393).

Ein besonderer Fokus liegt auf der Digitalisierung der Weiterbildung. In Zeile 2402 heißt es: “Wir legen einen Digitalpakt Weiterbildung und ein Förderprogramm zur digitalen Teilhabe auf.” Diese Maßnahme zielt darauf ab, die digitalen Kompetenzen der Bevölkerung zu stärken und lebenslanges Lernen zu fördern.

Begabtenförderung

Die Koalition bekennt sich zu einer Stärkung der Begabtenförderung. In Zeile 2458 wird angekündigt: “Wir stärken Begabtenförderwerke und die Stiftung Begabtenförderung Berufliche Bildung und heben die Förderung deutlich an.” Diese Maßnahme zielt darauf ab, talentierte junge Menschen unabhängig von ihrer sozialen Herkunft zu fördern und ihnen Bildungschancen zu eröffnen.

Bildungsstätten und Infrastruktur

Der Koalitionsvertrag adressiert auch den Investitionsstau in den Bildungseinrichtungen. In Zeile 349 heißt es: “Wir wollen den Investitionsstau in den Bildungsstätten mit einer verlässlichen Förderung lösen.” Diese Maßnahme zielt darauf ab, die Lehr- und Lernbedingungen zu verbessern und die Bildungsinfrastruktur zu modernisieren.

4. Fazit und Ausblick

Der Koalitionsvertrag zwischen CDU, CSU und SPD setzt klare Schwerpunkte bei der Förderung von Wirtschaft, Forschung und Bildung. Mit einem umfassenden Paket an Maßnahmen soll Deutschland wieder auf einen Wachstumskurs gebracht und die Wettbewerbsfähigkeit gestärkt werden.

Zusammenfassung der wichtigsten Fördermaßnahmen

Im Bereich der Wirtschaftsförderung stehen der Deutschlandfonds, steuerliche Entlastungen und Investitionsanreize sowie der Abbau bürokratischer Hürden im Mittelpunkt. Branchenspezifische Förderungen adressieren die besonderen Bedürfnisse und Herausforderungen verschiedener Wirtschaftszweige, wobei ein besonderer Fokus auf der Industrie, der Digitalisierung und der Mobilität liegt.

Im Bereich der Forschungsförderung setzt der Koalitionsvertrag auf eine Hightech Agenda mit klaren Prioritäten bei Schlüsseltechnologien wie KI, Quantentechnologie, Mikroelektronik, Biotechnologie und klimaneutraler Energieerzeugung. Strategische Forschungsfelder wie Gesundheitsforschung, Klima- und Nachhaltigkeitsforschung sowie Sicherheits- und Verteidigungsforschung erfahren besondere Förderung.

Im Bereich der Bildungsförderung stehen die berufliche Bildung und Weiterbildung, die Begabtenförderung sowie Investitionen in die Bildungsinfrastruktur im Mittelpunkt.

Bewertung der Erfolgsaussichten

Die im Koalitionsvertrag vorgesehenen Fördermaßnahmen haben das Potenzial, positive Impulse für die deutsche Wirtschaft zu setzen und die Wettbewerbsfähigkeit zu stärken. Besonders die Fokussierung auf Investitionen und Innovation sowie die Entlastung bei Energiekosten und Steuern könnten dazu beitragen, das Wirtschaftswachstum zu beleben.

Die Förderung von Schlüsseltechnologien und strategischen Forschungsfeldern kann dazu beitragen, Deutschlands Position in zukunftsweisenden Technologiebereichen zu stärken und die technologische Souveränität zu erhöhen.

Entscheidend für den Erfolg der Maßnahmen wird jedoch die konsequente Umsetzung sein. Hier wird es darauf ankommen, dass die angekündigten Fördermaßnahmen zügig und unbürokratisch implementiert werden und dass die notwendigen finanziellen Mittel bereitgestellt werden.

Ausblick auf die Umsetzung

Die Umsetzung der im Koalitionsvertrag vorgesehenen Fördermaßnahmen wird eine der zentralen Aufgaben der neuen Bundesregierung sein. 

Allerdings werden die fiskalischen Spielräume durch die Schuldenbremse und die wirtschaftlichen Herausforderungen begrenzt sein. Es wird daher darauf ankommen, Prioritäten zu setzen und die verfügbaren Mittel effizient einzusetzen.

Die ersten Maßnahmen, wie die degressive Abschreibung für Investitionen und der Deutschlandfonds, sollen bereits in den ersten 100 Tagen der Regierung auf den Weg gebracht werden. Andere Maßnahmen, wie die Senkung der Körperschaftsteuer, sind erst für die zweite Hälfte der Legislaturperiode oder sogar darüber hinaus geplant.

Insgesamt bietet der Koalitionsvertrag eine solide Grundlage für eine wachstumsorientierte Wirtschafts-, Forschungs- und Bildungspolitik. Die konsequente Umsetzung der vorgesehenen Fördermaßnahmen könnte dazu beitragen, Deutschland wieder auf einen nachhaltigen Wachstumspfad zu führen und die Wettbewerbsfähigkeit im internationalen Vergleich zu stärken.

Dennis Hillemann
Tanja Ehls
Johannes Voß-Lünemann

Hintergrund

Europa soll spätestens bis zum Jahr 2050 klimaneutral werden, wobei Deutschland sich das ambitionierte Ziel gesetzt hat, bereits bis zum Jahr 2045 die Klimaneutralität zu erreichen. Hierzu sieht das Bundes-Klimaschutzgesetz vor, dass die Treibhausgasemissionen (THG-Emissionen) bis 2030 um mindestens 65 Prozent und bis 2040 um mindestens 88 Prozent gegenüber 1990 reduziert werden. Für die Einhaltung dieser Zielvorgaben ist die Steigerung der Energieeffizienz bzw. der Nachhaltigkeit von Produktionsverfahren im Bereich energieintensiver Industrien entscheidend. An diesem Punkt setzen nach der Vorstellung des BMWK nunmehr die Klimaschutzverträge an.

Was sind Klimaschutzverträge?

Bei den Klimaschutzverträgen (auch bekannt als CO2-Differenzverträge, engl. Carbon Contracts for Difference) handelt es sich um eine staatliche Fördermaßnahme. Durch den Abschluss von solchen Differenzverträgen sollen Unternehmen in emissionsintensiven Branchen diejenigen Mehrkosten, die ihnen aufgrund von Treibhausgasemissionsminderungen durch klimafreundliche Produktionsverfahren im Vergleich zu konventionellen Verfahren entstehen, ausgeglichen werden.

Der zentrale Unterschied zu anderen, bereits etablierten Förderregimen ergibt sich aus der Ausgestaltung als zweiseitiger Differenzvertrag, denn sobald die "grünen" Produktionsverfahren gegenüber den konventionellen Produktionsverfahren keinen Kostennachteil mehr aufweisen (sog. Überförderung), kehrt sich das mit dem Klimaschutzvertrag begründete Zahlungsverhältnis um – das heißt, dass das Unternehmen nun Überschusszahlungen für die verbliebene Vertragslaufzeit an den Staat abführt.

Was ist das Ziel der Klimaschutzverträge?

Nach der FRL KSV ist das Ziel der Klimaschutzverträge die kontinuierliche und kosteneffiziente Transformation der Industrie auf dem Weg zur gesamtwirtschaftlichen Klimaneutralität, wobei die Klimaschutzverträge bis zum Jahr 2045 einen Beitrag in Form der Reduzierung von Emissionen in Höhe von circa 350 Megatonnen Kohlenstoffdioxidäquivalenten leisten sollen. Hierzu wurden bereits mit der ursprünglichen Fassung der Förderrichtlinie drei spezifische Unterziele – die in die novellierte Förderrichtlinie wortgleich übernommen worden sind – festgehalten, wonach

• erstens die Errichtung und der Betrieb transformativer Produktionsverfahren besonders großer Industrieanlagen in emissionsintensiven Branchen gefördert werden sollen, die zu einer hohen Einsparung von Treibhausgasen führen und sich dadurch im Markt etablieren,
• zweitens durch die Förderung mittelbar Infrastruktur sowie Leitmärkte, Wissen und Expertise aufgebaut werden sollen, die für die Dekarbonisierung insgesamt erforderlich sind und
• drittens nur Prozesse mit einer hohen Wertschöpfungskettenintegration gefördert werden sollen, die sich in die Industrie- und Energiestrategie der Bundesregierung einfügen und auch global betrachtet klimafreundlich sind.

Diese (Unter-)Ziele sind im Gesamtkontext der europäischen und der deutschen Klimapolitik zu sehen. Während die meisten Maßnahmen wie die CO2-Bepreisung überwiegend das auf den Märkten verfügbare Angebot beeinflussen sollen, so schlägt insbesondere Punkt zwei, die indirekte Förderung des Aufbaus von Leitmärkten, eine Brücke zum Nachfragemarkt. Noch vor dem Abschluss des ersten Gebotsverfahrens hatte das BMWK das Konzept „Leitmärkte für klimafreundliche Grundstoffe" vorgestellt und damit erstmals konkrete Strategien zur Schaffung bzw. Stärkung der Nachfrage von in klimaneutralen Produktionsverfahren hergestellten Endprodukten vorgeschlagen. Doch auch auf europäischer Ebene fügen sich die Klimaschutzverträge nahtlos in die energie- und klimapolitischen Strategien ein. Die Kommission hat erst kürzlich, am 26. Februar 2025, den „Deal für eine saubere Industrie“ (engl. Clean Industrial Deal – CID) präsentiert, der sich als ein Businessplan versteht und sechs kritische wirtschaftliche Triebkräfte identifiziert, darunter die Notwendigkeit von Leitmärkten zur Schaffung einer stabilen und vorhersehbaren Marktnachfrage nach sauberen Technologien und eng verknüpft damit die Notwendigkeit einer weitergehenden Finanzierung, um neben der Dekarbonisierung gleichzeitig auch die Wettbewerbsfähigkeit der Industrie zu stärken.

Was ist neuerdings Gegenstand der Förderung?

Durch den Abschluss von Klimaschutzverträgen sollen Unternehmen aus emissionsintensiven Branchen einen Ausgleich bzw. eine Förderung erhalten für die Mehrkosten, die ihnen durch die Errichtung von klimafreundlichen Anlagen bzw. den Umbau von Anlagen zu klimafreundlicheren Anlagen (Investitionsausgaben, engl. Capital Expenditures – CAPEX) und deren Betrieb (Betriebskosten, engl. Operational Expenditures – OPEX) im Vergleich zu Anlagen mit derzeit bester verfügbarer Technik, dem sog. Referenzsystem, entstehen.

Beim Gegenstand der Förderung sind im Vergleich zur ursprünglichen Förderrichtlinie keine Änderungen zu verzeichnen, es bleibt dabei, dass nur solche industriellen Tätigkeiten förderfähig sind, die auch unter das Europäische Emissionshandelssystem gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG fallen, also insbesondere die Stahl-, Zement-, Glas- und Papierindustrie. Deren erzeugte Produkte müssen zudem im Vergleich zu den durch das Referenzsystem erzeugten Produkten eine gleiche oder bessere Funktionalität aufweisen.

Mit der novellierten FRL KSV sind nun auch Vorhaben, in denen Treibhausgasemissionsminderungen durch Abscheidung und Speicherung (engl. Carbon Capture and Storage – CCS) oder Abscheidung und Nutzung (engl. Carbon Capture and Utilization – CCU) erzielt werden, grundsätzlich förderfähig. Dies betrifft zunächst drei Fallgruppen (vgl. Ziff. 4.15 der FRL KSV): Treibhausgasemissionen, die zum überwiegenden Teil aus Prozessemissionen stammen, und schwer vermeidbare Treibhausgasemissionen, wenn beide für einen absehbaren Zeitraum nicht durch andere Technologien wie Wasserstoff vermieden werden können sowie Abfallverbrennungsanlagen, wobei der Anschluss an die notwendigen CO2-Transport- und Infrastrukturen stets gesichert sein muss. 

Wie bereits am oben geschilderten Fall des Einsatzes von CCS und CCU erkennbar wird, genießt Wasserstoff neben der Direktelektrifizierung grundsätzlich einen gewissen Vorrang gegenüber anderen Energieträgern. Dies ist vor allem darauf gestützt, dass Wasserstoff, der mit Strom aus erneuerbaren Energiequellen oder in anderen CO2-armen Produktionsverfahren hergestellt wurde (siehe die Definitionen hierzu in Ziff. 2 FRL KSV), in besonderem Maße zur Reduzierung von Treibhausgasemissionen beiträgt. Hingegen handelte es sich bei Wasserstoff, dessen Energiegehalt aus biogenen Quellen stammt, nach der Definition der ursprünglichen FRL KSV nur um (nachrangig einzusetzende) Biomasse. Hier setzt nun eine weitere Neuerung der novellierten FRL KSV an, die eine dahingehende Änderung der Definitionen vornimmt, dass dieser Wasserstoff, sofern er aus einer ausschließlich zur Wasserstoffversorgung genutzten Netzinfrastruktur entnommen wird, nun nicht mehr unter die Definition von Biomasse fällt und folglich auch vorrangig einsetzbar ist. 

Was sind die Mindestanforderungen für die Förderungsfähigkeit? 

Im Weiteren enthält die FRL KSV eine Reihe an Mindestanforderungen für die Förderungsfähigkeit. Zunächst müssen die Vorhaben die Mindestgröße der absoluten durchschnittlichen jährlichen Treibhausgasemissionen des Referenzsystems erreichen, was im jeweiligen Förderaufruf festgelegt wird. Während im Rahmen der ursprünglichen FRL KSV die absolute Schwelle noch bei 10 kt CO2-Äquivalente pro Kalenderjahr lag, wurde im Rahmen der novellierten Förderrichtlinie eine Absenkung auf 5 kt CO2-Äquivalente pro Kalenderjahr beschlossen, was vor allem dazu führen soll, dass der Zugang zum Förderinstrument der Klimaschutzverträge auf einen weiteren Kreis möglicher Antragsteller ausgeweitet wird. Die Schwellen für die relative Treibhausgasemissionsminderung gegenüber dem Referenzsystem sind hingegen gleichgeblieben, sodass diese spätestens ab dem dritten vollständigen Kalenderjahr innerhalb der Laufzeit des Klimaschutzvertrags mindestens 60 Prozent betragen muss und weiterhin muss eine Treibhausgasemissionsminderung von mindestens 90 Prozent gegenüber dem Referenzsystem bis zum Projektende erreicht werden.

Wer ist antragsberechtigt?

Antragsberechtigt sind weiterhin sowohl privatwirtschaftliche Unternehmen als auch Kommunen, kommunale Eigenbetriebe, Unternehmen und Zweckverbände, solange diese wirtschaftlich tätig sind. Hierbei sieht die neue Förderrichtlinie zudem vor, dass die Antragsteller auch gleichzeitig Anlagenbetreiber der zu fördernden Anlage oder der zu fördernden Anlagen sind. Darüber hinaus können sich mehrere Unternehmen zusammenschließen und ein Konsortium bilden, wenn sie beabsichtigen, förderfähige Produkte in Deutschland herzustellen, das Vorhaben die oben genannte Mindestgröße erreicht und ein technologischer Verbund gebildet wird.

Was ist der Umfang der Förderung durch Klimaschutzverträge?

Aus den in der Förderrichtlinie enthalten Ausschlusskriterien ergibt sich, dass die maximale Gesamtfördersumme mindestens EUR 15 Mio. betragen muss, aber auch auf einen bestimmten maximalen Betrag je Vorhaben beschränkt werden kann. Jedoch kann der Förderaufruf ebenso von diesem unteren Schwellenwert abweichen, wie er bestimmen kann, dass einer konkreten Art von Vorhaben ein höherer maximaler Förderbetrag zugutekommen soll.

Die Höhe des jährlichen Auszahlungsbetrags für ein Vorhaben, d.h. der Zuwendung oder der Überschusszahlung, hängt maßgeblich von der Höhe des Gebots des Antragsstellers und den Festlegungen im jeweiligen Förderaufruf ab, sodass die Berechnung vor der Bekanntmachung des zweiten Förderaufrufs hier nur stark verallgemeinert beschrieben werden kann. Grundsätzlich wird jedoch das Gebot des Antragsstellers – welches die von ihm ermittelten Mehrkosten widerspiegelt – als Basis-Vertragspreis zugrunde gelegt. Dieser wird regelmäßig um eine Dynamisierungskomponente, die die Entwicklung des Preises der im Referenzsystem verwendeten Energieträger wiedergibt, angepasst. Darüber hinaus wird der sog. effektive CO2-Preis, der sich aus durch das Europäische Emissionshandelssystem bedingten Kosten und Erlösen zusammensetzt, abgezogen. Diese Summe wird anschließend mit der realisierten spezifischen Treibhausgasemissionsminderung sowie der realisierten Produktionsmenge des Vorhabens multipliziert.

Da die Klimaschutzverträge bzw. der Umfang der einzelnen Fördersummen maßgeblich von den Angaben des Antragstellers abhängt, ist dieser grundsätzlich an den Einsatz des bzw. der von ihm angegebenen Energieträger und dem damit zusammenhängenden Pfad zur absoluten Treibhausgasemissionsminderung gebunden. Mit der novellierten Förderrichtlinie sind einige wesentliche Neuregelungen vorgenommen worden, um möglichst flexibel auf unvorhergesehene Veränderungen reagieren zu können. So ist die abschließende Aufzählung von Gründen, aufgrund derer einer Abweichung von dem angegebenen Energieträgereinsatz zugestimmt werden kann erweitert worden und umfasst nun auch den Fall einer nicht vom Zuwendungsempfänger zu vertretenden verspäteten Bereitstellung von Strom- oder Wasserstoffnetzinfrastruktur. Hinzukommend ist keine Zustimmung des wissenschaftlichen Beirats der Bewilligungsbehörde zu einer Abweichung mehr erforderlich. Ebenfalls steht die Zustimmung zur Abweichung vom vorgesehenen Pfad zur Treibhausgasemissionsminderung, sofern diese nicht auf einem Vertretenmüssen des Fördermittelempfängers beruht, nunmehr allein im Ermessen der Bewilligungsbehörde und bedarf keiner Zustimmung des wissenschaftlichen Beirats.

Kann mit anderen Fördermaßnahmen kumuliert werden?

Grundsätzlich kann die Förderung im Rahmen von Klimaschutzverträgen auch mit anderen Fördermaßnahmen kombiniert werden, jedoch kann eine solche Mehrfachförderung im Förderaufruf ausgeschlossen werden, und es darf auch keine Überkompensation erfolgen, sodass etwaige anderweitige Förderungen von der Bewilligungsbehörde in Abzug gebracht werden.

In welche Abschnitte ist das Gebotsverfahren unterteilt?

Hinsichtlich des Gebotsverfahrens ergeben sich keine wesentlichen Unterschiede zwischen der ursprünglichen und der novellierten Förderrichtlinie und es erfolgt weiterhin regelmäßig in drei separaten Abschnitten.

Zuerst kann das BMWK als zuständige Bewilligungsbehörde ein vorbereitendes Verfahren durchführen. Dieses dient der Behörde als Möglichkeit zur Sammlung von relevanten Informationen und gibt Interessenten gleichzeitig die Möglichkeit zur Stellung von Fragen in Bezug auf das nachfolgende Verfahren. Mit dem Ablauf des vorbereitenden Verfahrens ist eine materielle Ausschlussfrist verknüpft, das heißt diejenigen, die nicht am vorbereitenden Verfahren teilgenommen oder vom BMWK angeforderte Informationen nicht form- und fristgemäß mitgeteilt haben, sind vom weiteren Förderverfahren ausgeschlossen. Jedoch sieht die novellierte Förderrichtlinie in zwei Fällen eine Durchbrechung dieses Grundsatzes vor, sodass ein Antragsteller doch am Gebotsverfahren teilnehmen kann. Die erste Ausnahme betrifft den Fall, dass ein antragstellendes Unternehmen am vorbereitenden Verfahren teilgenommen hat, es nachträglich als Unternehmen in Schwierigkeiten einzustufen ist und nunmehr ein neuer, im Übrigen antragsberechtigter Antragsteller den ursprünglichen Antrag fortführt. Die zweite Ausnahme betrifft den Fall, dass ein Antragssteller einem Konsortium beitritt oder mit diesem zusammen ein neues Konsortium gebildet wird.

Hieran schließt sich das wettbewerbliche Gebotsverfahren an, welches durch den Förderaufruf, der insbesondere die Frist zur Gebotsabgabe festlegt, eingeleitet wird. Die Bieter halten sich nach Ende des Gebotsverfahrens für einen Zeitraum von sechs Monaten an den Inhalt ihres Gebots gebunden.

Nach der Prüfung und Bewertung des Gebots bewilligt die Behörde den erfolgreichen Antragstellern die Zuwendung durch einen Zuwendungsbescheid, der gleichzeitig mit der Erteilung des Zuschlags ergeht. Die Laufzeit der Klimaschutzverträge ist auf 15 Jahre festgelegt, beginnt jedoch erst mit dem operativen Betrieb der geförderten Anlage und somit spätestens 36 Monate nach Bestandskraft des Zuwendungsbescheids. Wie bei den meisten Regelungen dieser Förderrichtlinie kann im Förderaufruf jedoch eine abweichende Regelung getroffen werden, in diesem Fall kann die Frist für den operativen Beginn – insbesondere vor dem Hintergrund der Dauer von Genehmigungsverfahren – auf bis zu 48 Monate verlängert werden. 

Fazit

Die Förderung durch Klimaschutzverträge wird von der Wirtschaft positiv aufgenommen und nun erfreulicherweise fortgeführt. Dies zeigt sich bereits daran, dass im vorbereitenden Verfahren für die zweite Gebotsrunde, welches am 29. Juli 2024 gleichzeitig mit der Auswertung der ersten Gebotsrunde startete, circa 130 Förderanträge aus sieben verschiedenen Sektoren eingegangen sind. Die kürzlichen Änderungen an der FRL KSV, so zum Beispiel die Senkung der Mindestgröße für Vorhaben, die grundlegende Förderfähigkeit von CCS- und CCU-Vorhaben, die Vereinfachungen für leitungsgebundenen Wasserstoff und Möglichkeiten zur Abweichung von vorgesehenen Emissionsminderungen verfolgen richtige Ziele. Sie erleichtern den Zugang zu Klimaschutzverträgen insbesondere für den Mittelstand für 15 Jahre Förderdauer. Zudem werden neue Technologien gefördert, Hürden zur Nutzung vom Wasserstoffnetz abgebaut, um den Markthochlauf der Wasserstoffbranche anzureizen. Jetzt fehlt nur noch die die neue Bundesregierung, um das zweite Gebotsverfahren durchzuführen. Der Bruch der Ampelkoalition hatte zu Verzögerungen geführt. Hier ist nun schnelle Klarheit erforderlich.

Dr. Malaika Ahlers

Bei allen Fragen rund um energierechtliche Themen stehen Ihnen ebenso Peter Meisenbacher, Sebastian Berg, Anton Buro und Dr. Florian Böhm aus dem Energy-Team zur Verfügung.

Das erworbene Portfolio besteht aus drei baubereiten Solarprojekten. Das erste Projekt befindet sich im Saarland, das zweite ist ein innovatives Agri-PV-Projekt in Mecklenburg-Vorpommern und schließlich eine weitere Agri-PV-Initiative in Niedersachsen. Diese Projekte sollen zwischen Mitte und Ende 2025 abgeschlossen werden. 

Das Team von ADVANT Beiten unter der Leitung von Dr. Christof Aha berät Trinasolar regelmäßig.

Trinasolar ISBU ist der Projektentwicklungszweig von Trinasolar und auf die Entwicklung, das Engineering, die Beschaffung, den Bau, den Betrieb und die Wartung sowie das Asset Management von Solar- und Batteriespeicherprojekten weltweit spezialisiert.

Emeren Group ist ein weltweit tätiger Entwickler und Betreiber von Solarprojekten. Die Aktien der Emeren Group Ltd. sind an der NYSE notiert. 

Trinasolar Frankreich und die Emerem Group haben bereits in der Vergangenheit erfolgreich zusammengearbeitet. Mit der strategischen Transaktion stärkt Trinasolar ihr Engagement für die Erweiterung erneuerbarer Energielösungen und die Förderung nachhaltiger Entwicklungen in ganz Europa.

Berater Trinasolar:
ADVANT Beiten: Dr. Christof Aha (Federführung), Mark Thönißen, Felix Busold (alle Corporate/M&A), Leopold Linden (Real Estate, alle Frankfurt), Katrin Lüdtke (Öffentliches Recht, München).
Inhouse Trinasolar: Esther Muñoz Contreras (Rom)

Berater Emerem Group:
BNK: Dr. Florian Brahms, Désirée Oberpichler (beide Hamburg)
Inhouse Emerem Group: Manuel Ales, Teresa Cera Mora (beide Madrid)

Pressekontakt
Frauke Reuther
Manager Kommunikation
ADVANT Beiten
+49 (69) 75 60 95 - 570
frauke.reuther@advant-beiten.com

Auch wie es mit dem Pflichtenkorsett für die öffentliche Hand weitergeht (s. hierzu unseren Blogbeitrag vom 20.09.2024), dürfte Gegenstand einiger Diskussion werden. So veröffentlichte die Deutsche Energie-Agentur (dena) bereits vor der Wahl ein Impulspapier mit Vorschlägen für künftige Leitplanken für die weitere Energiewende und das Erreichen der Klimaschutzziele (vgl. hier).

Dieses Impulspapier enthält auch Aussagen zur Vorbildfunktion der öffentlichen Hand sowie die Aufforderungen bestehende Hebel des Vergaberechts im Lichte des Klimaschutzes zu nutzen und das Vergaberecht zu reformieren.

Aus diesem Grund blicken wir noch einmal auf ausgewählte Kernpflichten:

Vorbildrolle in der Gebäudesanierung und im Neubau

Sämtlichen Akteuren der öffentlichen Hand kommt eine Vorbildfunktion im Bereich des Klimaschutzes in der Gebäudesanierung und Gebäudeneubau zu.

Dies ergibt sich gesetzlich auch aus § 4 Abs. 1 S. 1 Gebäudeenergiegesetz (GEG). § 4 Abs. 4 GEG eröffnet für die Länder einen gesetzgeberischen Gestaltungsspielraum, wie die Vorbildfunktion der Gebäudesanierung landeseigener Liegenschaften auszugestalten ist.

In § 4 Abs. 2 GEG ist vorgesehen, dass bei der Neuerrichtung oder der größeren Renovierung von Nichtwohngebäuden die Stromerzeugung durch Photovoltaik oder die Wärme- und Kälteerzeugung durch solarthermische Anlagen geprüft werden muss.

Weitere Regelungen für die öffentliche Hand ergeben sich aus § 6 Abs. 1 Energieeffizienzgesetz (EnEfG). Dieser sieht ab einem Gesamtenergieverbrauch von 1 Gigawattstunde die Verpflichtung zur Reduzierung des Endenergieverbrauchs in Höhe von 2 Prozent bis zum Jahr 2045 durch Umsetzung von Einzelmaßnahmen vor.

Bei einem noch höheren durchschnittlichen jährlichen Energiegesamtverbrauch innerhalb der letzten 3 Jahre sieht der § 6 Abs. 4 EnEfG auch die Einrichtung eines Umweltmanagementsystems vor.

Zudem verpflichtet das EnEfG zur Nutzung von Abwärme. Diese kann beispielsweise in einem Fernwärmenetz, als Wärmequelle für eine Wärmepumpe oder für einen Energiespeicher genutzt werden.

Relevant wird der Regelungsbereich EnEfG vor allem, falls sich ein Akteur der öffentlichen Hand im Bereich der Errichtung oder dem Betrieb von Rechenzentren engagiert. Nach § 12 Abs. 3 EnEfG besteht bei Rechenzentren mit einer Nennanschlussleistung von 300 Kilowatt, die im Eigentum eines öffentlichen Trägers stehen oder für diesen betrieben werden die Pflicht zur Validierung oder Zertifizierung eines Umweltmanagementsystems.

Energiewende auf kommunaler Ebene

Ein weiteres wichtiges Thema für Akteure der öffentlichen Hand ist die Ausgestaltung der Energiewende auf kommunaler Ebene.

Es besteht bereits jetzt für die Kommunen nach § 4 Abs. 2 Wärmeplanungsgesetz (WPG) die Pflicht zur kommunalen Wärmeplanung. So sind Wärmepläne für Gemeinden, in denen zum 1. Januar 2024 mehr als 100.000 Einwohner gemeldet waren, zur Erstellung von Wärmeplänen bis zum 30. Juni 2026 verpflichtet. Kleinere Gemeinden mit weniger als 100.000 Einwohnern zum 1. Januar 2024 haben noch bis zum
30. Juni 2028 Zeit für die Erstellung einer entsprechenden Planung.

Dies setzt eine Bestandsanalyse des bestehenden Wärmebedarfs oder Wärmeverbrauchs, der vorhandenen Wärmeerzeugungsanlagen und der bestehenden Energieinfrastruktur voraus (§ 15 WPG).

Darauf aufbauend ist eine Potentialanalyse hinsichtlich der Erzeugung von Wärme aus erneuerbarer Energie, der Nutzung von unvermeidbarer Abwärme und der zentralen Wärmespeicherung (§ 16 WPG) zu erstellen.

Aus dieser Analyse soll dann ein Zielszenario für die langfristige Entwicklung der Wärmeversorgung der Kommune ausgearbeitet werden.

Ein weitergehender Beitrag unserer Kollegen Anton Buro und Dr. Malaika Ahlers zu den Anforderungen des Wärmeplanungsgesetzes finden Sie in unserem Blogbeitrag vom 24. Mai 2024.

Der Klimaschutz im Vergabeverfahren

Auch im Bereich des Vergaberechts kann durch die Ausnutzung von Nachhaltigkeitskriterien durch Akteure Klimaschutz betrieben werden. Dabei ist zu bedenken, dass den Akteuren der öffentlichen Hand eine erhebliche Marktmacht zukommt, sodass hier nicht nur ein tatsächlicher Hebel im Bereich des Klimaschutzes besteht, sondern auch eine Signalwirkung an den Markt zu einem stärkeren Fokus auf den Klimaschutz möglich wäre.

In dem oben angesprochenen Impulspapier der dena fordert diese sogar weitergehend eine Vereinfachung und liberalisierende Reform des Vergaberechts, um Direktvergaben zu erleichtern und Nachweispflichten zu reduzieren. Es sollen so im Bereich des Klimaschutzes Start-Ups und Innovationen gefördert werden.

Fazit

Ob diese Empfehlungen tatsächlich Einfluss auf die politische Willensbildung haben, mag dahinstehen.

Gleichwohl werden die ersten Monate unter der neuen Bundesregierung zeigen, ob die Impulse aus Brüssel auch Anlass für eine Anpassung des Pflichtenkatalogs der öffentlichen Hand bieten werden.

Sebastian Berg
Dr. Florian Böhm

OLG Hamburg, Urt. v. 26. September 2024 – 5 UK 11/23

Zum Hintergrund

Der Bundesverband der Verbraucherzentralen und Verbraucherverbände ("Klägerin") nahm einen Energieversorger ("Beklagte") auf Unterlassung in Anspruch.

Der Energieversorger bot auf einen Vergleichsportal den Abschluss von Strom- und Gaslieferverträge an. Das Vergleichsportal enthielt Hinweise zu den Kündigungsmöglichkeiten eines über das Portal geschlossenen Energieliefervertrages. Zugleich gelangte man auf eine Übersichtsliste zu Links der Energieversorger, auf denen eine elektronische Kündigungsmöglichkeit bestand. Ein Link zu der Website des beklagten Energieversorgers fehlte.

Auf dessen Website befand sich nur eine Eingabemaske mit einer Bestätigungsfläche "Kündigungsabsicht abschicken".

Dies beanstandete der klagende Verband und vertrat die Auffassung, dass durch den fehlenden Link auf der Website des Vergleichsportals Verbraucher ungenügend über ihre Kündigungsmöglichkeiten aufgeklärt werden. Zudem genüge auch die Beschreibung der Bestätigungsfläche mit den Worten "Kündigungsabsicht abschicken" nicht den gesetzlichen Anforderungen.

Besondere Anforderungen an die Kündigung von Verbraucherverträgen im elektronischen Rechtsverkehr

§ 312k BGB sieht besondere Pflichten des Unternehmens im elektronischen Rechtsverkehr mit Verbrauchern vor. Wenn ein Unternehmer einen online abzuschließenden Vertrag über eine entgeltliche wiederkehrende Leistung anbietet, muss der Unternehmer die Möglichkeit zu einer elektronischen Kündigung auf der Website schaffen und hierüber aufklären. Der § 312k Abs. 2 BGB beinhaltet eindeutige Vorgaben zu der Ausgestaltung der Kündigungsmöglichkeit. Eine Ausnahme ist nur bezüglich Verträge, die eine gesetzlich strengere Form an die Kündigung vorsehen als die Textform und bei Verträgen über Finanzdienstleistungen vorgesehen.

Nach § 312k Abs. 2 BGB muss der Unternehmer auf seiner Website eine Schaltfläche zur Verfügung stellen, die eine ordentliche oder außerordentliche Kündigung ermöglicht. Diese Kündigungsschaltfläche muss zwingend die Wörter "Verträge hier kündigen" oder mit einer entsprechend eindeutigen Formulierung versehen sein.

Durch das Anklicken dieser Schaltfläche muss der Verbraucher auf eine Bestätigungsseite gelangen. Auf dieser Seite sind nähere Angaben zu der Art der Kündigung, der Identifizierbarkeit des Verbrauchers, zur Bezeichnung des Vertrages, zu dem Kündigungszeitpunkt und zur Übermittlung der Kündigungsbestätigung zu tätigen. Zudem muss auf der Bestätigungsseite eine Schaltfläche vorgesehen sein, über die der Verbraucher seine Kündigungserklärung abgeben kann. Diese Schaltfläche ist mit den Worten "jetzt kündigen" oder mit einer entsprechend eindeutigen Formulierung zu versehen.

Nach § 312k Abs. 2 S. 4 BGB müssen die Schaltflächen und die Bestätigungsseite ständig verfügbar, unmittelbar und leicht zugänglich sein.

Entscheidung des Hanseatischen OLG Hamburg

Das Hanseatische OLG Hamburg hat nun erkannt, dass das Energielieferungsunternehmen gleich in mehrfacherweise gegen die Anforderungen des § 312k BGB verstieß.

Das OLG weist zunächst darauf hin, dass es für die Rechtspflichten des § 312k BGB unerheblich ist, ob die Website durch den Unternehmer selbst betrieben wird oder durch einen Dritten. Das entscheidende Kriterium ist, ob der Vertragsschluss über die Website ermöglicht wird (OLG Hamburg, Urt. v. 26. September 2024 – 5 UK 11/23, Rn. 24 f.).

Wenn nun über ein Vergleichsportal der Vertragsschluss ermöglicht wird, muss auch über die Website des Vergleichsportals eine Kündigungsmöglichkeit entsprechend des § 312k BGB bereitgestellt werden. Etwaige Verfehlungen der Betreiber des Vergleichsportals muss sich der Unternehmer zurechnen lassen, da dieser den Absatzmittler im Verkaufsprozess als Beauftragten einsetzte (OLG Hamburg, Urt. v. 26. September 2024 – 5 UK 11/23, Rn. 28).

Die Website des Vergleichsportals enthielt keine entsprechend den Vorgaben des § 312k Abs. 1 und Abs. 2 ausgestaltete Kündigungsmöglichkeit des Energielieferungsvertrages.

Auch die Webseite des beklagten Energielieferungsunternehmens enthielt keine Kündigungsmöglichkeit, die den Anforderungen des § 312k Abs. 2 BGB genügte. Das Oberlandesgericht monierte zu Recht, dass die Schaltfläche "Kündigungsabsicht abschicken" keine vergleichbare und eindeutige Verbindlichkeit wie das gesetzlich genannte Beispiel "jetzt kündigen" aus § 312k Abs. 2 S. 3 Nr. 2 BGB enthielt (OLG Hamburg, Urt. v. 26. September 2024 – 5 UK 11/23, Rn. 34).

Fazit

Alle Unternehmer, die im elektronischen Rechtsverkehr mit Verbraucher kontrahieren, sollten sich mit den gesetzlichen Anforderungen an die elektronische Kündbarkeit der betreffenden Verträge auseinandersetzen. Es haben mittlerweile verschiedene Oberlandesgerichte zu der konkreten Ausgestaltung der elektronischen Kündigungsmöglichkeit Stellung bezogen (OLG Köln, Urt. v. 10. Januar 2025 - 6 U 62/24; OLG Koblenz, Urt. v. 19. September 2024 – 2 U 437/23; OLG Nürnberg, Urt. v. 30. Juli 2024 – 3 U 2214/23; OLG Düsseldorf, Urt. v. 23. Mai 2024 – I-20 UKL 3/23). Es besteht das Risiko durch Konkurrenten oder Verbänden abgemahnt bzw. auf Unterlassung in Anspruch genommen zu werden.

Ebenso besteht das Risiko durch Verbraucher in Anspruch genommen zu werden, wenn diesen aufgrund der fehlenden elektronischen Kündigungsmöglichkeit ein entsprechender Schaden entstanden ist.

Auch die Einschaltung von Dritten, beispielsweise Betreiber von Vergleichsportalen oder eines anderen an Verbraucher gerichteten Onlinemarktplätzen, entbindet den Unternehmer nicht von seinen Pflichten aus § 312k BGB. Im Gegenteil obliegt es den Unternehmer dafür Sorge zu tragen, dass auch der Absatzmittler die Anforderungen aus § 312k BGB exakt durch seine Websitegestaltung erfüllt. 

Sebastian Berg
Dr. Florian Böhm

Dieser Beitrag erscheint ebenso im Haufe Wirtschaftsrechtsnewsletter.

Ein Element dieses Maßnahmenpakets ist der „Action Plan for Affordable Energy“. Mit ihm wird ein Fahrplan für eine bezahlbare und sichere Energieversorgung vorgestellt. 

Im folgenden Beitrag finden Sie eine Übersicht zu den Kernpunkten dieses Fahrplans.

I. Die Aktionspläne der EU

Die Energiepreise in der EU sind in den vergangenen Jahren drastisch gestiegen, was Haushalte, Unternehmen und die Industrie gleichermaßen belastet. Besonders energieintensive Branchen sehen sich mit wachsenden Kosten konfrontiert, die ihre Wettbewerbsfähigkeit auf dem Weltmarkt gefährden. Gleichzeitig verschärfen geopolitische Unsicherheiten und die Abhängigkeit von fossilen Energieimporten die Situation.

Bereits Ende Januar 2025 hat die EU-Kommission daher in ihrem „Competitiveness Compass for the EU“ (Kompass für Wettbewerbsfähigkeit), der auf dem sog. „Draghi-Bericht“ basiert, Maßnahmen beschrieben und angekündigt, die zur schnelleren Transformation der EU und zur Steigerung ihrer Wettbewerbsfähigkeit führen sollen. 

Als Teil dieses Kompasses ist nun der „Green Industrial Deal“ (Grüner Industrieplan) veröffentlicht worden. Mit ihm stellt die EU-Kommission u.a. den "Action Plan for Affordable Energy" (Aktionsplan für bezahlbare Energie) vor.

Ziel dieses Plans ist es, Energiekosten kurzfristig zu senken, strukturelle Reformen zu beschleunigen und langfristig ein stabiles, klimafreundliches und wettbewerbsfähiges Energiesystem in der EU zu schaffen.

II. Hohe Energiekosten in der EU

Die Kommission nennt mehrere Faktoren, die für die eingangs beschriebenen hohen Energiekosten verantwortlich sind. Zum einen wird die starke Abhängigkeit von importierten fossilen Brennstoffen, insbesondere von Gas genannt. Durch hohe Preisschwankungen auf den globalen Märkten und geopolitische Spannungen werden die Kosten in die Höhe getrieben. Zum anderen sieht der Bericht einen Nachteil in der noch unzureichenden Integration des europäischen Stromnetzes, was insbesondere zu Netzengpässen und Ineffizienzen und damit zu höheren Kosten führt. Darüber hinaus werden die hohen Steuern, Netzentgelte und Abgaben der einzelnen Mitgliedstaaten als ein wesentlicher Faktor für die hohen und steigenden Energiepreise genannt.

III. Die vier Säulen des Action Plans

Um daher schnell und gezielt diese hohen Energiekosten zu senken und das Energiesystem zukunftsfähig zu machen, stellt der Action Plan vier Säulen vor, die insgesamt acht Maßnahmen (Actions) enthalten: Senkung der Energiekosten (1. Säule), Vervollständigung der Energieunion (2. Säule), Steigerung der Attraktivität für Investitionen (3. Säule) und Vorbereitung auf Energiekrisen (4. Säule). 

1. Säule: Senkung der Energiekosten

Innerhalb der ersten Säule benennt die EU-Kommission vier Maßnahmen zur Senkung der Energiekosten.

Action 1: „Making electricity bills more affordable“

Zunächst sollen Netzentgelte reduziert und Steuern und Abgaben gesenkt werden. Die Kommission will hierfür neue Tarifstrukturen einführen, die insbesondere die flexible Netznutzung sowie die Netzstabilität fördern sollen. Außerdem will sie Empfehlungen an die Mitgliedstaaten herausgeben zur Senkung von Steuern und Abgaben, deren Kosten in die Staatshaushalte verlagert werden sollen. Darüber hinaus soll der Wechsel von Energieversorgern für Verbraucher erleichtert und sog. Energiegemeinschaften gefördert werden.

Action 2: Kostensenkung für die Elektrizitätsversorgung

Daneben plant die Kommission die Entwicklung von rechtlichen Leitlinien für Power Purchase Agreements (PPA) und für sog. CfDs (Contracts for Difference), um günstigere Beschaffungsmodelle und die Integration von erneuerbaren Energien auch für solche Verbraucher zu fördern, die bislang noch wenig Zugang zu dieser Art der Stromversorgung hatten. Regulatorische Hürden sollen durch die Mitgliedstaaten abgebaut und Instrumente zur Risikominimierung eingeführt werden. 

Darüber hinaus will die Kommission Legislativvorschläge machen, um Genehmigungsverfahren für Netze, Speicher und erneuerbare Energien weiter zu verkürzen. Die Mitgliedstaaten sollen dabei unterstützt werden, Genehmigungsbehörden personell und finanziell besser aufzustellen. Genehmigungsfristen sollen sich dadurch z.B. auf weniger als sechs Monate bei einfacheren Projekten, wie Repowering-Projekten in Beschleunigungsgebieten, reduzieren.

Mit der Vorlage eines Europäischen Netzpakets, das auf dem bereits seit 2023 bestehenden Netz-Aktionsplan aufbaut, soll außerdem die Modernisierung sowie die Digitalisierung der Netze in Europa beschleunigt werden. Außerdem soll die Systemflexibilisierung durch den weiteren Aufbau von Speicherkapazität aber auch von Nachfragesteuerung (demand response) erhöht werden. Hierfür sollen die Mitgliedstaaten die EU-Vorschriften über den Marktzugang schneller umsetzen und bessere Förderanreize bieten, damit die Nutzung von Flexibilität für die einzelnen Stakeholder vorteilhafter ist.

Action 3: Verbesserung des Gasmarkts

Die Wettbewerbsfähigkeit der Gasmärkte soll durch faire Preise verbessert werden. Eine Task Force für den Gasmarkt soll diesen umfassend prüfen und Maßnahmen ergreifen, um das ordnungsgemäße Funktionieren des Marktes sicherzustellen und Marktverzerrungen zu verhindern. Es soll eine breit angelegte Konsultation der Interessengruppen durchgeführt werden, die die Bereiche der Regulierungsaufsicht, Angleichung und Stärkung der Energie- und Finanzmarktvorschriften, Verringerung des Verwaltungsaufwands für Unternehmen, die auf den Finanzmärkten für Energie handeln, und die Einrichtung einer gemeinsamen harmonisierten Datenbank betrifft. Die Arbeit der Task Force soll bis zum 4. Quartal 2025 in Form einer Empfehlung abgeschlossen sein. 

Action 4: Energieeffizienz

Als ein weiterer Aspekt zur Verringerung der Energiekosten soll die Reduzierung des Energieverbrauchs, mithin also die Energieeffizienz verbessert werden. Der Zugang zu Energieeffizienz-Dienstleistungen soll erleichtert und finanzielle Anreize erhöht werden, sowohl für Unternehmen als auch für Verbraucher. Insbesondere für Letztere soll ein einfacherer Zugang zu energieeffizienten Produkten und Produkten mit längerer Lebensdauer ermöglicht werden. Hierfür sollen die Regelungen zur Kennzeichnung und zu Ökodesigns angepasst werden. 

2. Säule: Vervollständigung der Energieunion

Die Kommission adressiert in der 2. Säule des Action Plans – die gleichzeitig auch Action 5 darstellt – die Vervollständigung der Energieunion. Um diese zu erreichen, sind langfristige strukturelle Maßnahmen erforderlich. Die Kommission sieht hierfür u.a. die Einführung einer „Energy Union Task Force“ zur besseren Koordination zwischen den Mitgliedstaaten vor, die Überarbeitung der bestehenden Governance-Regelungen der Energie Union sowie die Einführung einer Strategie für Wärme und Kühlung („Heating & Cooling Strategy“). Außerdem soll eine Investitionsstrategie für saubere Energie sowie ein strategischer Fahrplan für Digitalisierung und KI im Energiesektor vorgelegt werden.

3. Säule: Steigerung der Attraktivität für Investitionen

In der dritten Säule beschäftigt sich die Kommission mit dem Thema Finanzierung der Energiewende. Diese soll erleichtert werden, damit die langfristig stabile und erschwingliche Energieversorgung für die europäische Industrie gesichert werden kann.

In Action 6 sieht der Action Plan daher vor, dass durch einen dreiseitigen Vertrag für bezahlbare Energie zwischen Energieerzeugern, dem öffentlichen Sektor und der Industrie ein günstiges Investitionsklima geschaffen wird. Die Europäische Investitionsbank (EIB), die Kommission sowie die Mitgliedstaaten sollen die Beteiligten dabei unterstützen. Ziel soll sein, Vorhersehbarkeit und Skalierbarkeit zu bieten. 

4. Säule: Vorbereitung auf Energiekrisen

Um die Widerstandsfähigkeit des Energiemarkts in künftigen Energiekrisen zu erhöhen und die Versorgungssicherheit zu stärken, sollen den Mitgliedstaaten in der vierten Säule entsprechende Instrumente an die Hand gegeben werden.

In Action 7 kündigt die Kommission daher einen Vorschlag zur Überarbeitung des derzeitigen EU-Rechtsrahmens für die Energieversorgungssicherheit an. Dieser soll zu mehr Preisstabilität beitragen, indem auf die Erfahrungen aus der aktuellen Energiekrise zurückgegriffen wird. Dadurch soll weiterhin eine bessere Verfügbarkeit von Energie gewährleistet werden und das zu jeder Zeit.

Außerdem sollen in Action 8 die Mitgliedstaaten angehalten werden, Anreize durch ein entsprechendes Vergütungssystem zu schaffen, um die Nachfrage bei Spitzenzeiten zu senken. Die Netzbetreiber werden angehalten, Maßnahmen zur Reduzierung des Energieverbrauchs zu Stoßzeiten zu implementieren. Damit soll die Energieendrechnung begrenzt und die Preisvolatilität verringert werden. Durch Action 8 wird die Stabilisierung des Energiemarktes und die bessere Kontrolle von Preisen angestrebt. In Fällen, in denen ein Netzengpass oder eine Überbelastung den Energiefluss stark behindert, wird weiterhin auf eine enge Zusammenarbeit zwischen den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) und den nationalen Behörden gesetzt. Insgesamt soll der grenzüberschreitende Stromhandel maximiert werden, um lokale Preisspitzen abzuschwächen und die Energieversorgung zu gewährleisten. 

Fazit und Ausblick

Die im Action Plan for Affordable Energy vorgestellten Maßnahmen sind umfangreich und reichen von konkreten Anpassungen bestehender Regelungen bis hin zu Berichten aus noch zu gründenden Task Forces, aus denen sich die konkreten Maßnahmen erst noch entwickeln müssen. Das mit dem Action Plan verfolgte Ziel, die Energiepreise in der EU zu senken und damit die Wettbewerbsfähigkeit zu stärken, dürfte für alle Mitgliedstaaten, die Verbraucher sowie die Industrie gleichermaßen wichtig und richtig sein. Welche Maßnahmen konkret umgesetzt werden und wie diese im deutschen Rechtsrahmen integriert werden können und müssen, bleibt noch abzuwarten. Die Zeitschiene für die Umsetzung der im Action Plan aufgeführten Maßnahmen spannt sich von „unverzüglich“, über das 1. Quartal 2025 bis in den Jahresanfang 2026. 

Wir werden die Entwicklungen sowie die Auswirkungen für die einzelnen Marktteilnehmer beobachten, auswerten und Sie auf dem Laufenden halten.

Peter Meisenbacher
Dr. Malaika Ahlers LL.M.

Bei allen Fragen rund um energierechtliche Themen stehen Ihnen ebenso Sebastian Berg, Anton Buro und Dr. Florian Böhm aus dem Energy-Team zur Verfügung.

Herausforderung durch volatile Stromerzeugung

Der Strompreis eines Endverbrauchers setzt sich bekanntlich aus verschiedenen Komponenten zusammen. Zu diesen zählen zusammenfassend: 1. Beschaffungs- und Vertriebskosten für den zu liefernden Strom sowie die Marge des Stromlieferanten, 2. Netzentgelte sowie 3. Steuern, Abgaben und Umlagen. Allein die Netzentgelte machen derzeit einen Anteil von ca. 25% des zu zahlenden Strompreises aus.

Mit der Energiewende werden die Stromnetzbetreiber vor zahlreiche Herausforderungen gestellt. Während konventionelle Stromerzeugungsanlagen eine planbare Grundlast zur Verfügung stellen, ist die regenerative Stromerzeugung stark volatil. Die Netzstabilität muss sowohl in Fällen der starken Produktion regenerativer Energie als auch bei einer verstärkten Verbrauchernachfrage und dem Ausbleiben der Lieferung aus regenerativer Energie stabil gehalten werden. Dies setzt einerseits erhebliche Investitionen der Netzbetreiber in die Netzinfrastruktur als auch eine Umstellung des Nutzungsverhaltens auf Verbraucherseite voraus. Gemäß § 41a Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) müssen Stromlieferanten daher nun u.a. variable Stromtarife anbieten, die für Verbraucher einen Anreiz setzen sollen, bei einer erhöhten Stromerzeugung aufgrund günstiger Strompreise den Verbrauch anzupassen bzw. bei geringer Stromerzeugung aus günstiger regenerativer Energie den Stromverbrauch zu drosseln.

Auch auf der Ebene der Netzentgelte wird eine Anreizstruktur geschaffen, indem steuerbare Verbrauchseinrichtungen zu einem netzdienlichen Verbrauch verpflichtet werden, dies aber auch belohnt wird.

Netzentgelte

Bei den Stromnetzen handelt es sich um ein sogenanntes natürliches Monopol. Es wäre nicht wirtschaftlich, die Strominfrastruktur mehrfach zur Verfügung zu stellen. Mithin verteilt sich der Stromnetzbetrieb lokal und auf verschiedenen Netzebenen auf die jeweiligen Netzbetreiber, ohne dass hier ein wirtschaftlicher Wettbewerb vorliegt. Dies führt dazu, dass der Netzbetrieb und auch die Netzentgelte stark reguliert sind.

Die maßgeblichen Regelungen für die anzusetzenden Netzentgelte finden sich in § 20 EnWG und im Abschnitt 3 der Stromnetzentgeldverordnung (StromNEV). Die hier interessanten Neuerungen, die für Immobilienbesitzer ein Einsparpotential beinhalten, ergeben sich aus § 14a EnWG. 

Gemäß dieser Vorschrift ist die Bundesnetzagentur (BNetzA) als Regulierungsbehörde für die Netzbetreiber berechtigt, Regelungen für die Marktrollen Lieferant, Letztverbraucher und Anschlussnehmer hinsichtlich der netzorientierten Steuerung von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen oder von Netzanschlüssen mit steuerbaren Verbrauchseinrichtungen zu treffen. Im Gegenzug sind entsprechende Netzentgeltreduzierungen vorzunehmen. Die BNetzA setzte diesen Regelungsauftrag mit den Beschlüssen vom 23. November und 27. November 2023 um. 

Steuerbare Verbrauchseinrichtungen – Verpflichtung zum Abschluss einer Vereinbarung zur Steuerung

Der Gesetzgeber hat in § 14a Abs. 3 S. 2 EnWG der BNetzA die Definition des Anwendungsbereichs der steuerbaren Verbrauchseinrichtungen aufgetragen.

Die BNetzA hat den Anwendungsbereich gegenüber der in § 14a Abs. 3 EnWG beispielhaft genannten Verbraucher erheblich eingeengt. In 2.4.1 des Beschlusses vom 27. November 2023 unter dem Aktenzeichen BK6-22-300 sind die steuerbaren Verbrauchseinrichtungen auf Ladepunkte für die Elektromobilität, Wärmepumpenheizungen und Kühlanlagen sowie Stromspeicher beschränkt.

Für diese Anlagen muss seit 1. Januar 2024 künftig verpflichtend eine Vereinbarung zur Steuerung durch den Netzbetreiber zur Gewährleistung der Netzstabilität mit dem Netzbetreiber abgeschlossen werden. Bis dahin war eine solche Vereinbarung nur als Option ausgestaltet.

Dabei werden nur steuerbare Verbrauchseinrichtungen, die nach dem 1. Januar 2024 in Betrieb genommen werden, in den Anwendungsbereich aufgenommen. Für Einrichtungen, die vor dem 1. Januar 2024 in Betrieb genommen wurden, ändert sich daher grundsätzlich nichts. Allerdings gibt es für diese Anlagen die Möglichkeit, freiwillig auf die Neuregelung des § 14a EnWG umzusteigen. 

Sofern ein Eingriff durch den Netzbetreiber erfolgt, kann dieser die Einrichtungen allerdings nur drosseln und nicht vollständig abschalten. Die Einrichtungen müssen auch in diesem Falle weiterhin mit einer Mindestleistung von 4,2 kW versorgt werden.

Vorteil für den Verbraucher bzw. den Betreiber der steuerbaren Einrichtung

Im Gegenzug für die Ermöglichung eines Steuerungseingriffs zur Wahrung der Netzstabilität sind die Netzentgelte für den Verbraucher zu reduzieren. Die BNetzA hat diese Reduzierung in dem Beschluss vom 23. November 2023 unter dem Aktenzeichen BK8-22/010-A näher ausgestaltet und hält verschiedene Wahlmöglichkeiten bereit (hierzu sogleich).

Darüber hinaus birgt der Abschluss der Vereinbarung über die Steuerung durch den Netzbetreiber den Vorteil, dass die entsprechende Einrichtung schneller angeschlossen werden kann, da der Netzbetreiber den Anschluss nicht mehr ablehnen kann, z.B. aufgrund von Netzkapazitätsengpässen. 

Festlegung wirtschaftliche Anreizsetzung für Betreiber steuerbarer Verbrauchseinrichtungen

Der Beschluss der BNetzA vom 23. November 2023 unter dem Aktenzeichen BK8-22/010-A sieht drei verschiedene Module hinsichtlich der Reduzierung der Netzentgelte vor.

Modul 1 (Standardmodul: Pauschale Reduzierung)

Das Modul 1 enthält eine pauschale Ermäßigung von EUR 80 (brutto) zuzüglich einer netzbetreiberindividuellen Stabilitätsprämie. Die Stabilitätsprämie richtet sich nach dem Produkt aus der Multiplikation des Arbeitspreises mit dem Normverbrauch einer durchschnittlichen steuerbaren Verbrauchseinrichtung von 3.750 kWh/a und dem Stabilitätsfaktor von 0,2. Der Abzug dieser Ermäßigung darf nicht zu einem Erstattungsanspruch des Netzbetreibers gegenüber dem Netznutzer führen.

Dem Betreiber einer steuerbaren Verbrauchseinrichtung wird das Modul 1 als Standardmodell zugerechnet.

Modul 2 (Prozentuale Reduzierung)

Das Modul 2 sieht eine Ermäßigung im Arbeitspreis in Cent/kWh vor. Der Netzbetreiber reduziert den Arbeitspreis laut Preisblatt auf 40%. Dabei gilt die Reduktion nur für die Entnahmemenge der steuerbaren Verbrauchseinrichtung. Für dieses Modul wird ein separater Zähler erforderlich, der die konkrete Entnahme durch die steuerbaren Verbrauchseinrichtungen erfasst. Es darf kein zusätzlicher Grundpreis anfallen, wenn eine Marktlokation mit Modul 2 abgerechnet wird.

Modul 3 (Zeitvariables Netzentgelt)

Das Modul 3 sieht ein zeitvariables Netzentgelt vor. Dabei muss der Netzbetreiber das Netzentgelt in drei Tarifstufen anbieten. Diese Tarifstufen sind mindestens zwei Quartale eines Jahres anzuwenden. Innerhalb der 24 Stunden eines Tages muss der Netzbetreiber mindestens einmal zwischen den drei Tarifstufen wechseln. 

Die zeitvariablen Netzentgelte müssen erstmals für das Jahr 2025 angeboten und ermittelt und ab dem 1. April 2025 abgerechnet werden.

Anforderungen an die Hardware

Wie bereits ausgeführt, bedarf es für die Inanspruchnahme des Moduls 2 eine weitere Zählvorrichtung, um den Verbrauch der steuerbaren Verbraucher exakt berechnen zu können.

Auch die anderen Module verlangen als Grundvoraussetzung die Verwendung eines intelligenten Messsystems sowie den Einbau einer Steuerungseinrichtung am Netzanschlusspunkt. Eine separate Zählvorrichtung für die steuerbare Verbrauchseinrichtung ist bei diesen Modulen jedoch nicht erforderlich.

Die maximalen Kosten für das intelligente Messsystem und die Steuerungseinrichtung richten sich nach dem Messstellenbetriebsgesetz. Demnach haben Anschlussnutzer bei Verwendung mindestens einer steuerbaren Verbrauchseinrichtung nach § 30 Abs. 1 Nr. 4 b) Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) jährlich bis zu EUR 50 für die Verwendung eines intelligenten Messsystems zu zahlen. Für den Verbau und den Betrieb einer Steuerungseinrichtung am Netzanschlusspunkt kann der Anschlussnetzbetreiber eine Gebühr bis zu EUR 10 jährlich erheben (§ 35 Abs. 1 S. 2 Nr. 2 i.V.m. § 34 Abs.2 Nr. 2 a) MsbG).

Dr. Florian Böhm
Peter Meisenbacher

Dieser Beitrag erscheint ebenso im Haufe Wirtschaftsrechtsnewsletter.

I. Gesetzespaket vom 31. Januar 2025 

Auf der Tagesordnung des Bundestages standen am 31. Januar 2025 zahlreiche Gesetze, deren Verabschiedung die Energiebranche bereits mit Spannung entgegengeblickt hatte. Bereits einige Tage zuvor wurde bekannt, dass es in einer parteiübergreifenden Zusammenarbeit zu einer dahingehenden Einigung gekommen war. 

Neben dem „Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen“ (sog. „Solarspitzengesetz“) hatten die Abgeordneten in einer ihrer letzten Sitzungen vor den Neuwahlen über das „Gesetzzur Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zur Flexibilisierung von Biogasanlagen und Sicherung der Anschlussförderung“, das „Gesetz zur Anpassung des Treibhausgas-Emissionshandelsgesetzes an die Änderung der Richtlinie 2003/87/EG“, das „Gesetz zur Änderung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes“ sowie das „Gesetz für mehr Steuerung und Akzeptanz beim Windenergieausbau“ abzustimmen. 

Das darüber hinaus von der FDP erstmals eingebrachte „Gesetz zur Integration von Photovoltaik- und anderen Erneuerbare-Energien-Anlagen in den Strommarkt und zur Vermeidung solarstrombedingter Netznotfallmaßnahmen“, das Regelungen zum Umgang mit temporären Erzeugungsüberschüssen enthält (wie z.B. die Absenkung der verpflichteten Direktvermarktung für Anlagen ab 25 kW), wurde zur weiteren Beratung in den Ausschuss für Klimaschutz und Energie überwiesen. 

Nicht mehr zur Abstimmung in der laufenden Legislaturperiode geschafft haben es dagegen das Kraftwerkssicherheitsgesetz, das für die Versorgungssicherheit sowie die Umstellung von Kraftwerken auf Wasserstoff relevant ist, die Novellierungen des KRITIS-Dachgesetzes oder des BSI-Gesetzes zur Umsetzung der NIS-2-Richtlinie. Auch die lang erwartete Novellierung der Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV) durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz wird in der gegenwärtigen Legislaturperiode nicht mehr erlassen.

Einige Kernpunkte des nunmehr verabschiedeten Solarspitzengesetzes sollen im Folgenden dargestellt werden:

II. Solarspitzengesetz 

Das sog. Solarspitzengesetz wurde dem Bundestag bereits Ende Dezember 2024 vorgelegt. Es handelt sich hierbei um eine deutlich abgespeckte Version (nur noch ca. 90 Seiten statt 450 Seiten) der ursprünglichen EnWG-Novelle, zu der es noch am 13. November 2024 einen Kabinettsbeschluss gegeben hatte (wir berichteten). Nachdem das Gesetz im Ausschuss für Klimaschutz und Energie beraten wurde, beschloss der Bundestag nun über insgesamt 9 Artikel, mit denen vor allem Regelungen des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG), des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) sowie des Messstellenbetriebsgesetzes (MsbG) geändert wurden. 

1. Abschaffung der Einspeisevergütung bei negativen Strompreisen

   Beschlossen wurde die bereits im ursprünglichen Gesetzesentwurf enthaltene vorgezogene Absenkung des anzulegenden Wertes der EEG-Förderung in Zeiten von negativen Strompreisen auf null (Änderung des § 51 EEG). Durch diese Preissignale soll die Marktintegration der erneuerbaren Energien gestärkt werden. Die neue Regelung gilt zunächst zwar nur für Neuanlagen. Allerdings wurde mit § 100 Abs. 47 EEG für Bestandsanlagen, die sich in der Einspeisevergütung befinden, die Möglichkeit geschaffen, den Anwendungsbereich des neuen § 51 EEG zu nutzen. Als Anreiz hierfür soll sich die Einspeisevergütung in Zeiten positiver Strompreise um einen Bonus von 0,6 ct/kWh erhöhen.

    

2. Flexible Netzanschlussvereinbarungen

   In Umsetzung des Artikel 6a der EU-Strommarktrichtlinie wurden die bereits im ursprünglichen Gesetzesentwurf enthaltenen Regelungen zur Einführung von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen beschlossen (17 Abs. 2b EnWG für Anschlussnehmer und § 8a EEG für EE-Anlagen und Stromspeicher).

   Durch die neuen Regelungen ist es künftig möglich, Netzanschlussvereinbarungen zu treffen, bei denen die installierte Leistung der anzuschließenden Anlage – anders als bei standardmäßigen Netzanschlüssen – nicht unbeschränkt zur Verfügung gestellt wird. Die Netzanschlussleistung liegt dabei konstant oder zeitweise unterhalb der installierten Leistung der anzuschließenden Anlage. Damit wird sowohl für Anschlussnehmer als auch für Netzbetreiber der Handlungsspielraum durch die Nutzung von günstigeren Netzverknüpfungspunkten erweitert, wenn die konkret vorhandene Anschlusskapazität vorerst nicht ausgereicht hätte und damit sonst nicht verfügbar wäre. Durch das sog. „cable pooling“ ist zudem die gemeinsame Nutzung der verfügbaren Netzanschlussleistung an einem Netzverknüpfungspunkt durch unterschiedliche Anlagentypen und verschiedene Anlagenbetreiber möglich.

    

3. Flexiblere Nutzung von Stromspeichern

   Der immer relevanter werdenden Rolle der Stromspeicher trägt der Gesetzesbeschluss an zahlreichen Stellen Rechnung. 

   So wurde neben der bereits erwähnten Möglichkeit zur Vereinbarung von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen in Änderung des § 19 Abs. 3 EEG eine Regelung beschlossen, die der weiteren Flexibilisierung des Einsatzes von Stromspeichern zur Teilnahme am Strommarkt und damit insgesamt der Netz- und Systemintegration dient. 

   Danach haben Betreiber von Stromspeichern künftig die Möglichkeit, zusätzlich zur bereits bestehenden „Ausschließlichkeitsoption“ zwischen zwei weiteren Optionen zu wählen, wie ein Stromspeicher für die eigene Versorgung aber auch für die Teilnahme am Strommarkt genutzt werden soll:

   Erstens kann künftig auch ein sog. Mischstromspeicher, also ein Speicher, in dem sowohl grüner als auch grauer Strom eingespeichert wird, für einen bestimmten Anteil des später ausgespeicherten Stroms die EEG-Förderung entsprechend dem Förderanspruch der gekoppelten EE-Anlage in Anspruch nehmen („Abgrenzungsoption“). Zweitens sieht die neu eingeführte „Pauschaloption“ vor, dass bei dem gemeinsamen Betrieb von Solaranlagen und Stromspeichern die EEG-Förderung für einen pauschalen Anteil der gesamten Erzeugung und zeitgleicher Netzeinspeisung in Anspruch genommen werden kann. Neu ist außerdem, dass sowohl die Abgrenzungs- als auch die Pauschaloption künftig auch auf bidirektional betriebene Ladepunkte für Elektromobile, bei denen anteilig grüner Strom (ohne vorherige Netzeinspeisung) zum Laden genutzt wird, angewendet werden kann. 

    

4. Beschleunigung des Smart-Meter Rollouts

   Durch den zunehmenden Anteil an erneuerbaren Energien im Stromerzeugungsmix spielen die Steuerbarkeit und die Flexibilisierung der Lasten eine entscheidende Rolle. Der ins Stocken geratene Smart-Meter-Rollout, bei dem Deutschland im Vergleich mit anderen europäischen Ländern deutlichen Aufholbedarf hat, soll durch die aktuellen Gesetzesänderungen (nochmals) wiederbelebt werden. 

   So soll der reine Smart-Meter-Rollout zu einem Smart-Grid-Rollout weiterentwickelt werden, indem die Herstellung der Steuerbarkeit von Energiewendeanlagen integriert wird. Dies wird durch Änderungen des MsbG, des EnWG und des EEG erreicht. So sollen künftig Erzeugungsanlagen ab einer Leistung von 7 kW nicht nur mit intelligenten Messystemen, sondern verpflichtend auch mit Steuereinrichtungen ausgestattet werden. Korrespondierend hierzu sieht der neue § 9 Abs. 2 Nr. 3 EEG vor, dass Anlagen, die ihren Strom im Rahmen der Einspeisevergütung oder dem Mieterstrom vermarkten (also Anlagen von mehr als 2 kW und weniger als 100 kW), bis zur Herstellung der Steuerbarkeit über intelligente Messsysteme ihre Einspeiseleistung auf 60% begrenzen müssen. Daneben werden mit den Gesetzesänderungen die Preisobergrenzen für den Einbau von intelligenten Messsystemen u.a. auf die Erweiterung des Leistungskatalogs hinsichtlich der Ausstattung mit Steuerungstechnik angepasst.

Fazit

So spannend wie das alte Jahr aufgehört hat, so spannend beginnt auch das neue Jahr – auch in energiewirtschaftsrechtlicher Sicht. Dass noch vor den Neuwahlen einige relevante Gesetzesänderungen beschlossen werden konnten, ist grundsätzlich erfreulich (nicht nur, weil es zeigt, dass eine parteiübergreifende Zusammenarbeit möglich ist) und wird auch von den einschlägigen Verbänden und der Branche insgesamt als wichtigen Schritt bewertet.

Sicherlich wird es aber auch nach den Neuwahlen zahlreiche Themen geben, die eine neue Regierung in Angriff nehmen muss, um die angestrebte Flexibilisierung und Digitalisierung des Strommarktes und damit das Gelingen der Energiewende voranzutreiben (zu den bekannten Änderungen berichteten wir bereits).

Wir behalten die Entwicklungen für Sie selbstverständlich im Auge.

Peter Meisenbacher
Anton Buro

Bei allen Fragen rund um energierechtliche Themen stehen Ihnen ebenso Dr. Malaika Ahlers, Sebastian Berg und Dr. Florian Böhm aus dem Energy-Team zur Verfügung.

Liebe Leserinnen, liebe Leser,

das Jahr 2025 wird für das Energierecht mindestens ebenso dynamisch, wie es bereits die vorhergehenden Jahre waren. Noch unklar ist, welche Auswirkungen die im Februar anstehende Neuwahl und die sich verändernde geopolitische Lage auf die Ausrichtung und Zielverfolgung im Energiebereich haben werden. Das, was bereits jetzt bekannt ist und ab Jahresbeginn bzw. im Jahr 2025 neu gilt, stellen wir Ihnen im Folgenden kurz dar.

1. Pflicht zur Installation intelligenter Messysteme nach § 34 Abs. 2 Satz 1 Nr. 1 Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) für Messstellenbetreiber

Ab dem Jahr 2025 kann jeder Haushalt einen digitalen Stromzähler erhalten. Anspruchsberechtigt sind grundsätzlich diejenigen mit einem Jahresstromverbrauch von über 6.000 kWh, Solaranlagen mit mehr als 7 kW Leistung und steuerbare Wärmepumpen. Ab Anfang des Jahres sind Messstellenbetreiber auf Verlangen verpflichtet, Zählpunkte und nicht bilanzierungspflichtige Unterzähler in der Kundenanlage – aber Achtung der Begriff der Kundenanlage ist mit EuGH-Urteil vom 28.11.2024 (Rs. C-293/23) grundsätzlich in Frage gestellt worden (hier können Sie den Beitrag in der Dezember 2024 Ausgabe des Newsletters Blickpunkt Öffentlicher Sektor nachlesen) von – mit 15-Minuten – scharfen, intelligenten Messsystemen (nach § 2 Nr. 7 MsbG, "iMS") vorzeitig auszustatten. Bisher war die Installation von iMS freiwillig, muss nun aber zwingend vier Monate nach deren Beauftragung erfolgen. Dies stellt einen weiteren Schritt des vom Gesetzgeber avisierten "Smart-Meter-Rollouts" dar, welcher in den letzten Jahren nur schleppend vorankam.

2. Pflicht zum Angebot dynamischer Stromtarife nach § 41a Abs. 2 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) für Stromlieferanten

Ab dem 1. Januar 2025 sind alle Stromlieferanten verpflichtet, Letztverbrauchern Stromlieferverträge mit dynamischen Stromtarifen anzubieten, sofern letztere über ein iMS verfügen. Nach § 3 Nr. 31d EnWG sind dynamische Tarife solche, in denen die Preisschwankungen der Energiebörse widergespiegelt werden. Dies erlaubt es Letztverbrauchern, ihren Stromverbrauch so zu flexibilisieren, dass er optimal an Zeiten von niedrigen Strompreisen ausgerichtet ist. Stromlieferanten müssen ihre Kunden zudem umfassend zu den dynamischen Tarifen unterrichten und Informationen über den Einbau eines intelligenten Messsystems anbieten.

3. Pflicht zur Gewährleistung eines 24-Stunden-Lieferantenwechsels für Stromlieferanten

Zum 4. April 2025 sind Stromlieferanten nach Festlegung BK6-22-024 der Bundesnetzagentur verpflichtet, auf Begehren von Letztverbrauchern einen beschleunigten werktäglichen und maximal 24-Stunden andauernden Lieferantenwechsel zu gewährleisten.

4. Vorgaben für Anlagenbetreiber für Blinklichter von Windkraftanlagen in der Nacht nach § 9 Abs. 8 Erneuerbaren-Energien-Gesetz (EEG)

Windenergieanlagen an Land müssen ab dem 1. Januar 2025 mit bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnungseinrichtungen ausgestattet sein, wenn sich für diese eine Pflicht zur bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung ("BNK") aus dem Luftverkehrsrecht ergibt. Bei Nichteinhaltung dieser Verpflichtung müssen Anlagenbetreiber Zahlungen an den Netzbetreiber nach § 52 Abs. 1 Nr. 3 EEG leisten.

5. Anstieg des CO2-Preises gemäß § 10 Abs. 2 Satz 2 Nr. 5 Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) für Letztverbraucher

Ab dem 1. Januar 2025 erhöht sich der Preis pro Emissionszertifikat im nationalen Emissionshandel auf EUR 55. Durch den höheren CO2-Preis möchte der Gesetzgeber Anreize für den Letztverbraucher schaffen, auf CO2-arme oder gar CO2-freie Technologie umzusteigen. Damit beginnt das letzte Jahr der Festpreisphase, in welcher der Preis eines Emissionszertifikats gesetzlich bestimmt wird. Ab dem Jahr 2026 werden die Preise eines Emissionszertifikats, ähnlich wie im europäischen Emissionszertifikathandel, durch Auktionen bestimmt. Ein Preiskorridor wird den Preis für ein Zertifikat für das Jahr 2026 auf EUR 55 bis maximal EUR 65 einschränken.

6. Vorgaben für Eigentümer von Feuerungsanlagen nach Auslaufen der Übergangsvorschriften in der Bundes-Immissionsschutzverordnung

Die Bundes-Immissionsschutzverordnung sieht vor, dass Eigentümer von Öfen, die mit Brennstoffen wie Holz, Kohle und anderen Feststoffen betrieben werden, verpflichtet sind, festgelegte Grenzwerte für Kohlenmonoxid und Feinstaub einzuhalten. Die letzte Übergangsfrist für die Erfüllung dieser Anforderungen endete am 31. Dezember 2024. Sollte ein Ofen diesen gesetzlichen Vorgaben nicht entsprechen, sind die Eigentümer verpflichtet, die notwendigen Anpassungen vorzunehmen oder den Ofen im Falle einer Nichterfüllung der Vorgaben außer Betrieb zu setzen. Wer dem nicht nachkommt, muss mit Bußgeldern rechnen.

7. Vorgaben für Bauherren oder Eigentümer für die Gebäudeautomation nach § 71a Gebäudeenergiegesetz

Sofern in einem Nichtwohngebäude eine Heizungsanlage oder eine kombinierte Raumheizungs- bzw. Klima- und Lüftungsanlage mit einer Nennleistung von über 290 Kilowatt installiert ist, muss dieses Nichtwohngebäude ab dem 1. Januar 2025 mit einem System für die Gebäudeautomatisierung und -steuerung ausgestattet werden. Die Anforderungen an diese digitale Energieüberwachungstechnik sind in § 71 a Abs. 2 und 3 GEG aufgelistet. Durch die Gebäudeautomation können – so der Gesetzgeber – Betriebszeiten angepasst oder der gleichzeitige Betrieb von Heizung und Kühlung verhindert werden. Diese Regelung ist auf eine nationale Umsetzung der Art. 14 Abs. 4 und Art. 15 Abs. 4 Richtlinie (EU) 2024/1275 (EPBD) zurückzuführen.

8. Ablauf der Innovationsklausel (§ 103 GEG)

Die Innovationsklausel ermöglicht es Eigentümern oder Bauherren bis zum 31. Dezember 2025 auf Antrag (üblicherweise bei der untersten Baubehörde) eine Befreiung von bestimmten Vorgaben des GEG durch den Einsatz innovativer Lösungen zu erhalten. Diese technologieoffene Regelung wurde zunächst bis zum Ende des Jahres verlängert. Da die aktuelle politische Lage insbesondere bzgl. des GEG derzeit unsicher ist, kann aber nicht gesagt werden, ob eine weitere Verlängerung zu erwarten ist. Es könnte sich für Projektierer daher lohnen, mit der Umsetzung innovativer Vorhaben bereits im Jahr 2025 zu beginnen und eine Befreiung nach § 103 GEG zu beantragen.

9. Abwärmemeldepflicht für Unternehmen nach § 17 Abs. 2 Energieeffizienzgesetz (EnEfG)

Unternehmen müssen Daten zu ihren Abwärmemengen erstmalig bis zum 1. Januar 2025 an die Bundesstelle für Energieeffizienz melden. Ab diesem Jahr sind solche Meldungen jedes Jahr bis zum 31. März zu übermitteln. Für Unternehmen, die erstmalig im Jahr 2025 eine solche Meldung erstatten, sind diese Abwärmedaten daher zweimal im Jahr 2025 zu übermitteln. Diese Verpflichtung gilt für Unternehmen mit einem jährlichen Gesamtenergieverbrauch innerhalb der letzten drei Jahre von mehr als 2,5 GWh. Wer dieser Meldeverpflichtung nicht nachkommt, könnte sich bußgeldpflichtig machen, vgl. § 19 Abs. 1 Nr. 9 EnEfG. Die Meldepflicht soll insbesondere Fernwärmenetzbetreiber und andere Wärmeabnehmer begünstigen: Diese sollen potenzielle Abwärmequellen einsehen können, um Effizienzpotenziale zu heben. Soweit dies möglich und zumutbar ist, müssen Unternehmen ihre Abwärme zur Energieeinsparung wiederverwenden.

10. Festlegungen der Bundesnetzagentur; Industrienetzentgelte und Netzkapazität

Mit ihrem Eckpunktepapier vom 24. Juli 2024 stieß die Bundesnetzagentur ("BNetzA") eine Reform der Industrienetzentgelte an. Eine neue Festlegung der BNetzA soll neue Anreize für stromintensive Betriebe schaffen. Um das zu ermöglichen, soll das Bandlastprivileg aufgehoben werden. Das Bandlastprivileg hat den Zweck, konstant gleichbleibende Grundlasten stromintensiver Letztverbraucher zu beanreizen.

Daneben steht das von der BNetzA angestoßene Verfahren zur Schaffung einheitlicher Standards bei der Vergabe von Netzkapazität oberhalb der Niederspannung. Das hierzu einschlägige Konsultationsverfahren endete zum 31. Dezember 2024, sodass noch im Jahr 2025 mit der Festlegung der BNetzA zu rechnen ist.

Dr. Malaika Ahlers
Anton Buro

Hintergrund der Entscheidungen

In den beiden Fällen hatten jeweils Denkmalschutzbehörden die Installation von Photovoltaikanlagen auf denkmalgeschützten Gebäuden aufgrund einer angeblichen Beeinträchtigung des historischen Erscheinungsbildes abgelehnt. Dagegen wandten sich die Eigentümer.

Im ersten Fall handelte es sich um ein Einfamilienhaus in der "Golzheimer Siedlung" in Düsseldorf, für welche eine Denkmalbereichssatzung gilt. Die Eigentümerin beabsichtigte, auf einer aus dem Straßenraum teilweise einsehbaren Dachfläche eine Solaranlage zu errichten, wofür die Stadt Düsseldorf die denkmalrechtliche Erlaubnis verweigerte.

Im zweiten Fall versagte die Stadt Siegen die denkmalrechtliche Erlaubnis für die Errichtung einer Solaranlage auf der weithin sichtbaren Dachfläche eines Wohngebäudes, das als ehemalige Schule als Baudenkmal in der Denkmalliste eingetragen ist.

Klimaschutz grundsätzlich vor Denkmalschutz

Das OVG entschied in beiden Fällen zugunsten der Kläger und stellte klar, dass nach § 2 S. 2 EEG, welcher im Juli 2022 in Kraft getreten ist, die erneuerbaren Energien als vorrangiger Belang in die jeweils durchzuführenden Schutzgüterabwägungen eingebracht werden müssen. Diese bundesrechtliche Vorgabe (für die der Bund die Gesetzgebungskompetenz besitzt) beeinflusse auch das Denkmalschutzrecht auf Landesebene, wodurch dieser Vorrang auch bei der Abwägung zwischen den denkmalschutzrechtlichen Belangen und dem Interesse am Ausbau der erneuerbaren Energien gelte. Nur wenn besondere Umstände des Denkmalschutzes der Errichtung von Solaranlagen entgegenstehen, dürfe die denkmalrechtliche Erlaubnis ausnahmsweise versagt werden. Dies sei bei beiden Fällen nicht der Fall. Damit überwiegt das öffentliche Interesse am Ausbau erneuerbarer Energien regelmäßig die Belange des Denkmalschutzes.

In dem Fall in Düsseldorf greife die beantragte Solaranlage nicht dermaßen in das äußere Erscheinungsbild ein, dass die Erlaubnis ausnahmsweise zu versagen wäre. Die Sichtbarkeit der Solaranlage aus dem öffentlichen Straßenraum genüge hierfür grundsätzlich nicht. Vielmehr sei unter anderem die Farbe der Solarpaneele angepasst worden und die Silhouette der Siedlung werde nicht beeinträchtigt.

In Siegen seien bereits die denkmalwertbegründenden Eigenschaften des Gebäudes durch die Solaranlage nicht beeinträchtigt, da das Gebäude wegen des vorhandenen Dachreiters und nicht wegen der Dachfläche und deren Gestaltung als Denkmal eingetragen ist. Das OVG betonte jedoch, dass selbst dann kein Ausnahmefall vorläge, der eine Versagung rechtfertige, wenn die Dachfläche selbst als denkmalwertbegründend angesehen würde.

Es ist davon auszugehen, dass die Denkmalbehörden in vielen Ländern nach wie vor der Errichtung von Solaranlagen auf denkmalgeschützten Gebäuden oder im Ensemblebereich äußerst kritisch gegenüberstehen und sich die Praxis, den Konflikt zwischen Photovoltaikanlagen und Denkmalschutz zu Gunsten des Denkmalschutzes zu lösen, nur langsam ändert. Hier lohnt es sich, bereits im Genehmigungsprozess auf den Vorrang des Ausbaus erneuerbarer Energien und das überwiegende öffentliche Interesse hieran hinzuweisen und die Behörden mit entsprechenden Argumenten zu unterstützen.

Katrin Lüdtke
Korbinian Goll

Es lohnt sich am Ende eines Jahres das Geschehene kurz zu rekapitulieren und einen Blick nach vorne zu werfen:

Wärmeplanungs- und Gebäudeenergiegesetz

Die wohl brisantesten Veränderungen im Wärmesektor folgten aus dem Inkrafttreten des Wärmeplanungsgesetzes (WPG) sowie den medienbegleiteten Neuerungen des Gebäudeenergiegesetzes (GEG). Diese wurden bereits im Jahr 2023 beschlossen, wirkten sich jedoch erstmalig im hiesigen Jahr aus.

Zunächst verpflichtet das WPG die Bundesländer eine Wärmeplanung für ihr Gebiet zu erstellen. Gemeinden mit über 100.000 Einwohnern zum Stichtag – 1. Januar 2024 – sind verpflichtet, bis zum 30. Juni 2026 eine Wärmeplanung durchzuführen. Gemeinden, in denen unter 100.000 Einwohnern gemeldet sind, haben bis zum 30. Juni 2028 Zeit. Die Vorbereitungen haben – häufig zusammen mit den Stadtwerken der Gemeinden – überwiegend bereits begonnen. Das WPG sieht eine aktive Beteiligung der Gemeinden, deren Gebiet von der konkreten Planung betroffen ist, vor. Zur Bewältigung der Kosten der Wärmeplanung stellt der Bund den Ländern enorme Fördermittel zur Verfügung. 

Aus dem WPG folgen allerdings auch Pflichten für die Betreiber von Fernwärmenetzen. So muss jedes neue Wärmenetz bereits ab dem 1. März 2025 mindestens einen Wärmeanteil von 65 % aus erneuerbaren Energien oder unvermeidbarer Abwärme aufweisen.

Das GEG sieht seit Beginn des Jahres die viel diskutierte 65 %-Regelung (65% erneuerbare Energien oder unvermeidbare Abwärme) für neue Heizungsanlagen vor. Der Gebäudeeigentümer kann frei wählen, mit welcher Heizungsanlage diese Anforderungen erfüllt werden. Als gesetzliche Erfüllungsoption hat der Gesetzgeber aber insbesondere den Anschluss an das Wärmenetz (die sog. § 65%-EE-Vorgabe gilt erst in dem Zeitpunkt, in dem die Frist zur Fertigstellung der kommunalen Wärmeplanung endet) und die elektrisch betriebene Wärmepumpe vorgesehen.

Ab dem 1. Oktober 2024 ist die Pflicht zur Durchführung hydraulischer Abgleiche und weiteren Optimierungsmaßnahmen in Kraft getreten. Ab dem 31. Dezember 2024 ist die Pflicht zur Gebäudeautomation zu beachten.

Die Wärmepumpe in Miethäusern

Durch Änderung der Heizkostenverordnung ist für neu installierte Wärmepumpen ab dem 1. Oktober 2024 und ab dem 30. September 2025 für bereits installierte Wärmepumpen eine Neuerung eingetreten: Diese müssen nun verbrauchsabhängig abgerechnet werden. Hierfür erforderlich ist die Installation von Wärmezählern. (Klicken Sie hier, um den Beitrag zu lesen.)

Abwärmenutzung als Ziel

Das Energieeffizienzgesetz sieht seit diesem Jahr – insbesondere auch für die öffentliche Hand – neue Pflichten zur Nutzung von unvermeidbarer Abwärme vor. Wir berichteten bereits. (Klicken Sie hier, um den Beitrag zu lesen.)

Ablauf von Übergangsfristen für Feuerungsanlagen

Die Verordnung über kleine und mittlere Feuerungsanlagen sieht vor, dass Eigentümer von Öfen, die mit Brennstoffen wie Holz, Kohle und anderen Feststoffen betrieben werden, verpflichtet sind, festgelegte Grenzwerte für Kohlenmonoxid und Feinstaub einzuhalten. Die letzte Übergangsfrist für die Erfüllung dieser Anforderungen endet am 31. Dezember 2024. Sollte ein Ofen diesen gesetzlichen Vorgaben nicht entsprechen, sind die Eigentümer verpflichtet, die notwendigen Anpassungen vorzunehmen oder den Ofen im Falle einer Nichterfüllung der Vorgaben außer Betrieb zu setzen.

Ein neuer Rechtsrahmen für Wärmelieferungsverträge?

Für die besinnliche Vorweihnachtszeit steht noch eine langerwartete Novellierung an: Die der Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV). Und das trotz der bestehenden Verwerfungen der Regierung. Anders als bei vielen Gesetzen, die aufgrund des Zusammenbruchs der Ampelkoalition wohl nicht mehr erlassen werden, liegt die Kompetenz für den Erlass der AVBFernwärmeV nämlich nicht beim Gesetzgeber, sondern bei der Regierung. Die Novellierung wird wohl auch noch vor Jahresende kommen.

Die bekannten Entwürfe zur AVBFernwärmeV lassen vermuten, dass diese in Zukunft deutlich kundenfreundlicher ausgestaltet werden soll. Beinahe jeder Paragraf soll reformiert werden. Da die meisten Wärmelieferungsverträge von diesen Änderungen betroffen sein werden, lohnt es sich sowohl für Kunden als auch Wärmeversorger, sich mit ihnen zu beschäftigen. Das gilt vor allem auch für letztere, weil die Fernwärme- oder Fernkälte-Verbrauchserfassungs- und Abrechnungsverordnung (FFVAV) aufgehoben werden soll. (Klicken Sie hier, um den Beitrag zu lesen.)

Dr. Malaika Ahlers
Anton Buro

Das folgt daraus, dass die Kundenanlage
(§ 3 Nr. 24a Energiewirtschaftsgesetz, EnWG) ein weitverbreitetes Konstrukt ist, um sich von bestimmten Pflichten eines Netzbetreibers zu befreien und gleichzeitig aufgrund der Einsparung von Netzentgelten gerade in den Bereichen dezentrale Energieversorgung und Quartierskonzepte, aber auch Krankenhäuser, Schwimmbäder, Verteileranlagen in kommunalen Mietshäusern, Universitäten, Forschungseinrichtungen etc. wirtschaftlich zu betreiben.

Unzählige – mehr als zehntausende – Kundenanlagen könnten nach einer drastischen Lesart des Urteils als Netze zu bewerten sein. Warum der EuGH so entschieden hat und was daraus für die öffentliche Hand folgt, erläutern wir Ihnen im Folgenden:

Ausgangsfall

Der EuGH hatte eine Vorlagefrage des BGH zu beantworten. Diese Frage bezog sich im Wesentlichen darauf, ob ein Unternehmen, dass eine Infrastruktur betreibt und hierüber Strom aus einer eigenen Erzeugungsanlage (einer Kraftwärmekopplungsanlage, hier 2 BHKW) an seine Mieter verkauft, als Betreiber eines Verteilernetzes anzusehen ist. Es handelt sich hierbei um zwei benachbarte Wohnblöcke mit jeweils 96 und 160 Wohneinheiten, die nicht elektrisch miteinander verbunden sind. Das versorgende Unternehmen hatte den Anschluss dieser Wohnanlagen an das Netz der allgemeinen Versorgung als zwei getrennte Kundenanlagen gefordert.

Nachdem die lokale Regulierungsbehörde den Kundenanlagenstatuts verneinte und beide Gebiete vielmehr als ein Verteilernetz betrachtete, das OLG Dresden diese ablehnende Entscheidung bestätigte, legte der Versorger beim BGH Rechtsbeschwerde ein. Der BGH legte die dargestellte Frage dem EuGH vor, da die hier wesentliche Definition des Verteilernetzes aus dem Unionsrecht, also der Richtlinie (EU) 2019/944, der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie, stammt.

Die Entscheidungsgründe des EuGH

Der EuGH entschied, dass die Energieanlagen des Unternehmens als Verteilernetze einzuordnen sind und dass das betreibende Wohnungsunternehmen deswegen nicht von den Netzbetreiberpflichten befreit werden kann. Die Regelung zur Kundenanlage nach § 3 Nr. 24a EnWG seien nicht mit der Strombinnenmarktrichtlinie vereinbar, also europarechtswidrig.

Dies – so der EuGH – ist im Wesentlichen darauf zurückzuführen, dass nur einige wenige Kriterien einer Infrastruktur herangezogen werden können, um zu bestimmen, ob sie als „Verteilernetz“ zu bewerten ist. Sofern es sich um eine Infrastruktur handelt, die zur Weiterleitung von Strom auf einer Spannungsebene zum Verkauf an Endkunden oder Großhändler bestimmt ist, handelt es sich um ein Verteilernetz.

Die sonstigen (durch den Begriff der Kundenanlage geprägten) Kriterien, wie die lokale Erzeugung von Strom, die Größe und Art der Energieanlage, die Menge des Stromverbrauchs in der Energieanlage und das unentgeltliche Zurverfügungstellen derselben u.a., sind unerheblich. Das ergibt sich aus der Richtlinie (EU) 2019/944, die eben keine der letztgenannten Kategorien enthält. Wer letztlich eine solche Infrastruktur betreibt, muss auch als Netzbetreiber behandelt werden, mit allen dazugehörenden Pflichten.

Ausnahmen von den Pflichten eines Netzbetreibers stammen ebenfalls aus dem Europarecht und sind vor allem Verteilernetze von Bürgerenergiegemeinschaften, geschlossene Verteilernetze, „kleine Verbundnetze“ und „kleine, isolierte Netze“ sowie Direktleitungen, die meistens in Deutschland noch nicht einmal umgesetzt worden sind oder aufgrund der Kundenanlage keine Rolle gespielt haben. 

Wirkung des Urteils: Was ist zu beachten?

Der EuGH formulierte sein Urteil so, dass der Kundenanlagenbegriff nach § 3 Nr. 24a EnWG nach seinem derzeitigen Wortlaut nicht mit dem Unionsrecht vereinbar sei. Damit stellt sich die Frage, was betroffene Behörden und Marktteilnehmer nun zu beachten haben.

Das Urteil wirkt zunächst zwischen den Parteien des Ausgangsverfahrens. Der BGH wird mit hoher Wahrscheinlichkeit entscheiden, dass die Wohnungsanlagen im konkreten Fall als Verteilernetze zu bewerten sind.

Hier schlagen aber auch höhere Wellen: Nach deutscher Rechtslage haben alle nationalen Gerichte fortan den Begriff der Kundenanlage richtlinienkonform und daher so wie der EuGH auszulegen. Das heißt, dass zwar § 3 Nr. 24a EnWG erstmal wirksames Recht bleibt. Die Gerichte müssen aber das Urteil – im Notfall auch gegen den Wortlaut der Norm – beachten. Betroffen sind hier an erster Stelle nicht nur die Gerichte: Zu nennen sind auch die Aufsichts- und Genehmigungsbehörden, die entscheiden müssen, ob eine Infrastruktur als Verteilernetz zu bewerten ist oder nicht. Eine Rechtsfortentwicklung muss also stattfinden. Das EuGH-Urteil ist eine klare Zäsur.

Damit ist der gesamte Markt – Netzbetreiber, Anlagenbetreiber, Kunde – betroffen. Wer nämlich ein Netz betreibt ohne die erforderliche Genehmigung, macht sich möglicherweise bußgeldpflichtig. Die Stadtwerke und sonstigen Netzbetreiber werden kritisch den Anschluss von Kundenanlagen prüfen.

Bestimmte Förderungen (Mieterstromzuschlag, KWK-Zuschlag) sind abhängig davon, dass der geförderte Strom nicht in einem Netz weitergeleitet wird. In vielen Fällen könnte Strom, der bisher günstig in einer Kundenanlage geliefert werden konnte, nunmehr nur noch unter Erhebung von Netzentgelten verkauft werden. Damit könnte der Ausbau der erneuerbaren Energien erheblich gehemmt werden: Die Kundenanlage ermöglichte erst die Wirtschaftlichkeit vieler dezentralen Versorgungskonzepte.

Auch aufgrund dieser Risiken ist der Gesetzgeber verpflichtet, eine Neuregelung des EnWG voranzutreiben. Bis dies geschieht, besteht eine erhebliche Rechtsunsicherheit. Es bleibt zu hoffen, dass sich sowohl die Bundesnetzagentur als auch die Regierung schnellstmöglich eine Meinung bilden und diese veröffentlichen.

Wie und wann wird der Gesetzgeber reagieren?

Der Gesetzgeber muss sich bei der Neuregelung des EnWG an der Auslegung des EuGH orientieren. Eine Neuregelung darf dem EU-Recht nicht entgegenstehen, muss Rechtssicherheit, aber auch Spielräume schaffen.

Der EuGH traf leider keine Aussage zum Anwendungsbereich der Richtlinie. Damit lässt er offen, ob es Infrastrukturen gibt, die nicht am Maßstab des Verteilernetzes zu messen sind. Das muss aber aus unserer Sicht denklogisch der Fall sein. Es stünde auch entgegen den Regulierungszielen der Richtlinie, die Verteileranlage jedes kleinen Miethauses als Verteilernetz oder Teil eines Verteilernetzes zu betrachten.

Klar ist aber auch, dass eine Neuerung des EnWG nicht schnell erwartet werden kann. Die derzeitige Regierung wird das Vorhaben nicht in Kürze umsetzen können. Vergleichbare EuGH-Urteile führten in der Vergangenheit erst Jahre nach deren Ausspruch zu einer Änderung der Gesetzeslage. Es wird also eine Übergangsphase geben. Es ist zu hoffen, dass sich im Interesse der Rechtssicherheit auch die Bundesnetzagentur schnell und klar positioniert. Insbesondere im Hinblick auf zukünftige Sachverhalte, weniger bezogen auf die Vergangenheit. 

Ausblick

Aufgrund bestehender Unklarheiten des Urteils bleiben hinsichtlich ihrer konkreten Bedeutung für die Rechtslage einige Fragen offen. Diese Fragen müssen durch Auslegung der betroffenen Behörden und Marktteilnehmer beantwortet werden. Damit könnten in manchen Konstellationen Spielräume bestehen, um gegenwärtige und künftige Projekte effektiv weiterzuverfolgen.

Dies auch deswegen, weil der Markt und die Implementierung der Kundenanlage sehr heterogen sind. Das öffnet möglicherweise das Tor für Einzelfalllösungen, die bis zur Neuregelung des EnWG umgesetzt werden können.

Dr. Malaika Ahlers
Anton Buro

Das BMWK hat einen überarbeiteten Entwurf zur Änderung der Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV) und zur Aufhebung der Fernwärme- oder Fernkälte-Verbrauchserfassungs- und Abrechnungsverordnung (FFVAV) am 28.11.2024 veröffentlicht. Das BMWK hat den Entwurf in die Verbändeanhörung gegeben und plant die Kabinettsbefassung für den 18. Dezember.

Was fällt auf? Dieser Entwurf dreht vieles aus dem Entwurf vom 25. Juli 2024 (sog. Sommerentwurf - siehe letzter Blogbeitrag) wieder zurück:

I.   § 3 AVBFernwärmeV: wenig(er) ausdifferenziertes Anpassungsrecht  

1. Der Kunde kann nun wieder wie bisher nach § 3 Abs. 1 AVBFFV-E eine Anpassung der Wärmeleistung während der Vertragslaufzeit ohne Nachweis vornehmen, solange sich die Leistung nicht mehr als 50% reduziert (einmal jährlich). Neu ist die Aufnahme einer Bagatellgrenze (weniger als 5 % der vertraglich vereinbarten Wärmeleistung).
2. Der Kunde kann eine Anpassung der Leistung, bei der eine Reduktion um mehr als 50% erfolgt, oder eine Kündigung mit zweimonatiger Frist vornehmen, sofern der Wärmebedarf vollständig durch eine andere Wärmeversorgung in Erfüllung der Anforderungen aus § 71 Abs. 1 GEG ersetzt wird. Neu ist also die Anpassung an das GEG. Der Nachweis erfolgt durch Vorlage einer Unternehmererklärung nach § 96 Abs. 1 GEG. Allerdings regelt Abs. 3, dass das Recht nach Abs. 2 nicht besteht, wenn es die erstmalige Versorgung eines Gebäudes betrifft, die den Anforderungen aus § 71 GEG entspricht, oder im Falle des erstmaligen Anschlusses an ein Gebäudenetz oder Kleinstnetz (aber der Kunde hat dann das Recht nach Abs. 1).

II.  § 24 AVBFernwärmeV: Anpassungen für Preisänderungsklauseln (PÄK)

1. Wie bisher – in Kontinuität zur höchstrichterlichen Rechtsprechung - sollen Preisanpassungen einerseits die Kostenentwicklungen bei der Erzeugung und Bereitstellung der Fernwärme, als auch die jeweiligen Verhältnisse auf dem Wärmemarkt angemessen, (mithilfe des Wärmepreisindexes) berücksichtigen. Nun lautet es, dass das Kostenelement und das Marktelement „zu gleichen Teilen gewichtet werden“ sollen (so auch das Muster einer Preisänderungsklausel zum Arbeitspreis in der Anlage zu § 24 Abs. 4 AVBFFV-E). Dabei können die Fernwärmeversorgungsunternehmen (FWU) auch wie bisher auf die tatsächliche Kostenentwicklung abstellen (anstelle der Indizes, also alternativ, da z.B. für Geothermie und Abwärme keine öffentlich zugänglichen Indizes zur Verfügung stehen).
2. Die Preisänderungsklausel muss eine Berechnungsformel zur rechnerischen Ermittlung der Preisänderung enthalten.
3. Verlängerung der Kündigungsfristen in Abs. 3 und 4 auf drei Monate statt vier Wochen (nach § 25a Nr. 4 AVBFFV-E muss das FWU dem Kunden auch den nächstmöglichen Kündigungstermin und die Kündigungsfrist zur Verfügung stellen).
4. Der im Sommerentwurf enthaltene § 24a zur Anpassung von Preisänderungsklauseln bei Energieträgerwechsel oder Änderung der Beschaffungsstruktur ist nicht mehr enthalten.
5. Übergangsvorschrift in § 36 Abs. 2 AVBFFV-E, wonach Rückzahlungsansprüche, Einwendungen oder Einreden von Kunden auf einen Verstoß gegen § 24 Abs. 1 oder 2 AVBFFV-E gestützt werden, sollen ausgeschlossen sein, wenn das FWU in Textform darlegt, dass die PÄK dem bisherigen § 24 Abs. 4 AVBFerwärmeV entsprach und die PÄK nach dem neuen § 4 Abs. 2 AVBFFV-E (es handelt sich aber nicht um ein materielles Anpassungsrecht) rasch geändert wird.   

III. § 32 AVBFernwärmeV: Maximallaufzeit nicht mehr so verbraucherfreundlich

1. Während der Sommerentwurf noch vorsah, dass die Erstlaufzeit von zehn Jahren nur für neue Anschlüsse oder investitionsschwere Erhöhungen von Wärmeleistungen gelten sollte, ist nun wieder die generelle Erstlaufzeit von zehn Jahren vorgesehen.
2. Die Kündigungsfrist wird weiterhin von neun Monaten auf sechs Monate herabgesetzt.  
3. Gegenüber Verbrauchern soll eine stillschweigende Verlängerung statt für fünf nur für bis zu zwei Jahre gelten.  

IV.  Sonstiges: 

Es gibt zahlreiche kleinere Veränderungen wie 

1. die Aufnahme eines neuen § 1a mit Begriffsbestimmungen (hier auch neue Begriffe wie Versorgungsvertrag (s. hierzu auch § 2 Abs. 3 AVBFFV-E) und viele Anpassungen an Begriffe aus der bisherigen FFVAV; hier nun auch die Definition von Industrieunternehmen, die für die generelle Anwendbarkeit wichtig ist)
2. die zahlreichen Anpassungen, die aufgrund der Aufhebung der FFVAV folgen, s. insbesondere auch §§ 18 ff. AVBFFV-E
3. viele Veränderungen von Fristen
4. u.v.m.

Da es sich um eine Verordnung auf der Grundlage des § 556c Abs. 3 BGB handelt und nicht um ein Gesetz, wird es hier nun doch noch in der Legislaturperiode zu einer Novellierung kommen!? Man wird gespannt bleiben dürfen.

Das Energierechtsteam

Weitere Kriterien, wie die bisher in Deutschland konkretisierten Kriterien, seien hingegen nicht entscheidend.

Hierbei wird ausdrücklich vom EuGH genannt: der Zeitpunkt, zu dem ein solches Netz errichtet worden ist; der Umstand, dass der übertragene Strom in einer Kundenanlage in dem spezifischen Sinne, den die nationalen Rechtsvorschriften diesem Begriff beimessen, erzeugt wurde; der Umstand, dass ein solches Netz von einem privaten Rechtsträger betrieben wird und an dieses eine begrenzte Zahl von Erzeugungs- und Verbrauchseinheiten angeschlossen ist; seine Größe oder sein Stromverbrauch. Das alles seien keine maßgeblichen Kriterien, da der Unionsgeber nicht bestimmte Verteilernetze aufgrund solcher Kriterien vom Anwendungsbereich der Richtlinie ausnehmen wollte.

Ebenso wenig sei der Umstand, dass der weitergeleitete Strom in einem Blockheizkraftwerk (BHKW) erzeugt wird, oder der Umstand, dass die Anlagen, die dieser Weiterleitung dienen, jedem unentgeltlich zur Verfügung stehen, maßgeblich. Es gehe bei der Richtlinie nicht um die Methode zur Erzeugung oder Tarife, um zu bestimmen, ob ein Verteilernetz vorliegt. 

Im Sachverhalt, den es zu bewerten galt, ging es um Folgendes: Der Versorger versorgte aufgrund eines Wärmelieferungsvertrages mit der Grundstückseigentümerin zwei Gebiete. In einem Gebiet (Gebiet Nr. 1) vier Wohnblöcke mit 96 Wohneinheiten, gelegen auf einer Fläche von 9.000m² mit einem BHKW (20kW) mit einer jährlichen Menge an durchgeleiteter Menge von 288 MWh Strom. In einem anderen Gebiet (Gebiet 2) sechs Wohnblöcke mit 160 Wohneinheiten auf einer Fläche von 25.500 m² mit einem BHKW (40 kW) mit einer jährlichen Menge an durchgeleiteter Menge von 480 MWh Strom. Die Energiezentralen sowie die Netze sind (galvanisch) getrennt, so dass der Versorger Netzanschlüsse für zwei getrennte Kundenanlagen anmeldete, welche die lokale Regulierungsbehörde ablehnte, da es keine Kundenanlagen seien. Vor dem OLG Dresden wurde diese ablehnende Entscheidung bestätigt. Dann legte der Versorger Rechtsbeschwerde vor dem BGH ein, welche zur Vorlage vor dem EuGH führte.   

Das Urteil verpflichtet Deutschland, die entsprechenden Bestimmungen im EnWG anzupassen. 

Wir werden uns mit den Konsequenzen für unsere Mandanten und deren Geschäftsmodelle nun dezidiert auseinandersetzen. Bitte sprechen Sie uns gerne an.

Weiterführende Informationen erhalten Sie in diesem Beitrag.

Das Energierechtsteam

I. Erster Referentenentwurf aus August 2024

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:

II. Zweiter Referentenentwurf aus Oktober 2024

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.

III. Ampel-Aus Anfang November

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.

IV. Kabinettsbeschluss Mitte November

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). 

Fazit

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.

1. Leistungen eines Ladesäulenbetreibers sind Lieferungen

Ein Betreiber von Ladestationen für Elektrofahrzeuge erbringt teilweise eine Fülle von Leistungen (komplexe Leistung), die sich üblicherweise aus einem oder mehreren der folgenden Bestandteile zusammensetzt und für die gewöhnlich in Abhängigkeit von der Ladezeit ein einheitlicher Preis abgerechnet wird:

• Bereitstellung von Ladevorrichtungen für Elektrofahrzeuge (einschließlich der Verbindung des Ladegeräts mit dem Betriebssystem des Fahrzeugs),
• Übertragung von Elektrizität mit entsprechend angepassten Parametern an die Batterien des Elektrofahrzeugs,
• notwendige technische Unterstützung für die betreffenden Nutzer und
• Bereitstellung von IT‑Anwendungen, die es dem betreffenden Nutzer z.B. ermöglichen, einen Anschluss zu reservieren, den Umsatzverlauf einzusehen und in einer elektronischen Geldbörse gespeicherte Guthaben zu erwerben und sie für die Bezahlung der Aufladungen zu verwenden. 

Umsatzsteuerlich stellt sich die Frage, ob es sich bei dieser komplexen Leistung um eine Lieferung oder eine sonstige Leistung handelt. 

Der Europäische Gerichtshof (Urteil vom 20. April 2023, Rs. C-282/22) ordnete die Leistung eines Ladesäulenbetreibers, die aus den zuvor genannten Elementen bestand jüngst als Lieferung ein. Unter Anwendung der allgemein für die Abgrenzung der Lieferung von der sonstigen Leistung (Dienstleistung) geltenden Grundsätze ordnete er die Kombination von Umsätzen entsprechend dem vorlegenden nationalen Gericht als einheitlichen Umsatz ein. Diese Kombination von Umsätzen besteht einerseits aus der Lieferung von Elektrizität zum Aufladen von Elektrofahrzeugen und der Erbringung verschiedener Dienstleistungen, wie der Einrichtung des Zugangs zu Ladepunkten und der Erleichterung ihrer Nutzung, sowie andererseits aus der notwendigen technischen Unterstützung und IT-Anwendungen, die die Reservierung eines Anschlusses, die Verfolgung des Umsatzverlaufs und die Bezahlung der Umsätze ermöglichen. Darüber hinaus bestimmte er, dass das Lieferelement (Lieferung von Strom) das prägende Element dieser einheitlichen Leistung ist. 

2. Bei Drei-Personen-Verhältnissen (Ladesäulenbetreiber – E-Mobilitätsbetreiber – Nutzer) liegt eine Lieferkette vor

Bei der weitaus häufiger vorkommenden Konstellation, dass zwischen dem Ladesäulenbetreiber und dem Nutzer noch ein E-Mobilitätsbetreiber geschaltet ist, der die weiteren Dienstleistungen neben der Stromlieferung anbietet, stellte sich bisher folgende weitere Frage: Liefert der Ladesäulenbetreiber unmittelbar Strom an den Nutzer während der Mobilitätsbetreiber die sonstigen Dienstleistungen erbringt oder besteht zwischen den drei Personen eine Lieferkette (Kommissionsgeschäft)?

Laut einer aktuellen Entscheidung des Europäischen Gerichtshofs (Urteil vom 17. Oktober 2024, Rs. C-60/23) ist Letzteres der Fall. 

In dem entschiedenen Fall gewährte ein E-Mobilitätsbetreiber mittels einer App den Nutzern den Zugang zu einem Netzwerk an Ladepunkten, stellte Informationen über Preise, Standorte und Verfügbarkeiten sowie eine Routenplanung zur Verfügung. Über die App erfolgte eine Registrierung des Nutzers beim Ladesäulenbetreiber. Über den Ladevorgang rechnete der Ladesäulenbetreiber gegenüber dem E-Mobilitätsbetreiber ab. Der E-Mobilitätsbetreiber rechnete den Ladevorgang wiederum gegenüber dem Nutzer ab und berechnete diesen außerdem für die weiteren Dienstleistungen ein Pauschalentgelt. 

Der EuGH kam in dem vorliegenden Fall zu dem Schluss, dass der E-Mobilitätsbetreiber den Strom im eigenen Namen, aber für Rechnung des Nutzers vom Ladesäulenbetreiber bezieht und an den Nutzer liefert. Dabei unterscheidet sich die tatsächliche Lieferung von Elektrizität durch den E-Mobilitätsbetreiber an den Nutzer nicht von der Lieferung von Elektrizität durch den Ladesäulenbetreiber an den E-Mobilitätsbetreiber, und zwar unabhängig davon, ob man die zusätzlichen Dienstleistungen des E-Mobilitätsbetreiber als selbstständige oder unselbstständige Nebenleistungen zur Stromlieferung einordnet.

Praxisfolgen

Die Einordnung des Ladevorgangs als Lieferung und die Feststellung einer Lieferkette löst diverse Folgefragen für die Bestimmung des Lieferortes und der Steuerschuldnerschaft sowie im Hinblick auf die Registrierung aus. Eine entscheidende Frage ist die der Wiederverkäufereigenschaft des E-Mobilitätsbetreibers. Eine andere die der Selbstständigkeit der zusätzlichen Dienstleistungen im konkreten Einzelfall.

Teresa Werner

Zweck der Heizkostenverordnung (HeizkostenV)

Die HeizkostenV wurde als Rechtsverordnung auf der Grundlage des § 6 Gebäudeenergiegesetz (GEG) erlassen. Ihr Ziel ist es, Energiekosten für das Heizen und Kühlen sowie die Warmwasserversorgung gemeinschaftlich dienender Anlagen und Einrichtungen zu erfassen und auf die jeweiligen Nutzer so zu verteilen, dass der persönliche Energieverbrauch berücksichtigt wird. Hierdurch soll ein Anreiz für energiesparendes Verhalten der Nutzer geschaffen werden, wodurch ein Beitrag zur Erreichung der Klimaschutzziele (§ 1 GEG) geleistet wird. 

Wesentlich in der HeizkostenV ist die Pflicht zur Verbrauchserfassung des anteiligen Verbrauchs der Nutzer an Wärme und Warmwasser gem. § 4 HeizkostenV. Mit den so ermittelten Werten ist der Gebäudeeigentümer verpflichtet, die Kosten verbrauchsabhängig auf die Nutzer umzulegen. Der Umlageschlüssel wird durch den Gebäudeeigentümer nach billigem Ermessen nach § 6 Abs. 2, §§ 7-9 HeizkostenV bestimmt. Im Falle einer Vermietung zählen die nach der HeizkostenV zu tragenden Kosten als umlagefähige Betriebskosten gem. § 2 Nr. 4 a) Betriebskostenverordnung (BetrKV).

Bisher Privilegierung der Wärmepumpe unter der HeizkostenV

Vor dem 1. Oktober 2024 konnte die Wärmepumpe unter bestimmten Umständen unter den Privilegierungstatbestand des § 11 Abs. 1 Nr. 3 a) HeizkostenV aF fallen. 

Dann bestand grundsätzlich eine Befreiung von den Regelungen der HeizkostenV, sodass eine Verbrauchserfassung nicht zwingend erforderlich war. Mithin konnten die grundsätzliche Kostentragung und auch die Kostenverteilung privatrechtlich vereinbart werden.

Nunmehr Abschaffung des Privilegs 

Seit dem 1. Oktober 2024 entfällt das Privileg der Wärmepumpe aus § 11 Abs. 1 Nr. 3a HeizkostenV. Zunächst gilt für Gebäude, in denen ab dem 1. Oktober 2024 Wärmepumpen installiert werden, sofort eine Ausstattungs- und Abrechnungspflicht. Für Gebäude, in denen bereits eine Wärmepumpe installiert ist, gilt eine einjährige Übergangsfrist bis zum 30. September 2025. 

Ausstattungspflicht: Somit stehen die Eigentümer und die Gebäudenutzer vor der Herausforderung technische Messvorrichtungen vorzuhalten. Wenn mehrere Wohnungen mit Wärme aus einer Wärmepumpe versorgt werden, sind individuelle Verbrauchszähler zu installieren. 

Abrechnungspflicht: Zudem besteht nunmehr auch für die Wärmepumpe die Verpflichtung der verbrauchsabhängigen Abrechnung, die nach den dargestellten Vorgaben der HeizkostenV erfolgt. Maßgeblich für die Abrechnung ist die Einordnung der Anlage als reine Versorgungsanlage für Wärme, Wasser oder als verbundene Anlage. Sofern es sich um eine Anlage zur Versorgung nur mit Warmwasser oder respektive nur mit Wärme handelt, richtet sich die Kostenverteilung nach § 7 HeizKostenV, respektiv § 8 HeizkostenV. Der Gebäudeeigentümer hat dann festzulegen, dass ein Anteil von mindestens 50% bis maximal 70% der Kosten nach dem Verbrauch und die übrigen Kosten nach Wohn- oder Nutzfläche verteilt werden. Bei verbundenen Anlagen (§9 HeizKostenV) ist die für die Warmwasserversorgung entfallende Wärmemenge mit einem Wärmezähler zu bestimmen. Sofern diese Mengenbestimmung einen unzumutbaren Aufwand darstellt, sieht das Gesetz eine rechnerische Bestimmung vor. Wenn die durch die verbundene Anlage bereitgestellten Wärmemengen auseinanderdividiert wurden, ist gem. § 9 Abs. 4 HeizKostenV entsprechend der oben genannten Regelungen aus § 7 und § 8 HeizkostenV gegenüber dem Nutzer abzurechnen.

Zudem ist nach § 12 Abs. 3 S. 3 HeizKostenV der Durchschnittswert der in den Jahren 2022, 2023 und 2024 jährlich angefallenen Kosten der Versorgung mit Wärme und Wasser zu ermitteln und der Anteil der einzelnen Nutzungseinheit an diesem Durchschnittswert. Dies dient nicht zuletzt dazu, den Informationspflichten nach § 6a HeizkostenV zu genügen. Demnach ist nach § 6a Abs. 2 HeizkostenV der Nutzer über das Verhältnis zum Vorjahresverbrauch und das Verhältnis zum Verbrauch eines normierten Durchschnittsverbrauchers zu informieren.

Umlagefähigkeit: Es wird nun nach § 7 HeizkostenV der für die Wärmeerzeugung durch eine Wärmepumpe benötigte Strom als umlagefähige Kosten qualifiziert. Zudem wird die Wärmepumpe auch in § 9 Abs. 1 Satz 2 HeizkostenV erwähnt. Dieser sieht vor, dass die Verteilung nicht am Anteil des Brennstoff- oder Energieverbrauchs bemessen wird, sondern am Wärmeverbrauch. Dies ist auch konsequent, da die Wärmepumpe keinen einfachen Rückschluss von dem konkreten Energieverbrauch zum Umfang der Wärmelieferung zulässt. Die Effizienz der Wärmepumpe und mithin die aus der elektrischen Energie erzeugte Wärmeleistung schwankt erheblich. So ist die Effizienz bei Luft-Wasser-Wärmepumpen als das am häufigsten verwendete Wärmepumpensystem beispielsweise erheblich von den Außentemperaturen abhängig. Die Effizienzschwankung nimmt ab, je statischer die Temperatur der äußeren thermischen Energiequelle ist. Mithin muss für den Umrechnungsschlüssel die Wärmelieferung und nicht der Umfang der Erzeugungsenergie maßgeblich sein. Würde man an die Erzeugungsenergie anknüpfen, wären aufgrund der Volatilität der externen thermischen Energiequelle ein hochkomplexes und auch teures Messkonzept erforderlich. Zudem hängt die Effizienz der Wärmepumpe erheblich von der individuellen Wärmequelle und Vorlauftemperatur ab. Außerdem ist bekannt, dass die Wirtschaftlichkeit einer Wärmepumpe neben den Anschaffungskosten von den Betriebskosten abhängt. Diese Betriebskosten werden aber bei Wärmepumpen fast ausschließlich durch die Stromkosten bestimmt. Der Stromverbrauch hängt wiederum von der Art der Wärmepumpe – wie dargestellt – der Wärmequelle, der Jahresarbeitszahl und dem Wärmebedarf ab. Ob eine Wärmepumpe geeignet ist, hängt auch vom Zustand der Immobilie ab. So ist im Neubau die Anschaffung in der Regel wirtschaftlich, gerade im Kontext mit einer Photovoltaik-Anlage auf dem Dach. Dann liefert die Wärmepumpe einen noch höheren Beitrag zum Klimaschutz, denn der Strom stammt aus lokalen erneuerbaren Energiequellen. 

Der aktuelle Heizspiegel der Beratungsgesellschaft CO2online zeigt bei Wärmepumpen im Jahr 2023 einen Rückgang von durchschnittlich 20% der Heizkosten. 

Fazit

Nach der Gesetzesbegründung steht hinter der Streichung der Wärmepumpe als Ausnahmetatbestand derselbe Grundgedanke, der schon bei der Einführung der HeizkostenV in den 70er-Jahren im Mittelpunkt stand. Der Gesetzgeber möchte durch die verbrauchsabhängige Abrechnung ein Bewusstsein für die Energienutzung durch die Gebäudenutzer schaffen und einen finanziellen Anreiz zur Einsparung von Energie setzen.

Auch wenn durch die Wärmepumpe eine effiziente und lokal fossilfreie Energieerzeugung möglich ist, werden auch mit dieser Heiztechnik Ressourcen verbraucht und Infrastruktur im Sinne der Stromnetze belastet. Aus Sicht des Gesetzgebers ist deshalb auch hier eine verbrauchsabhängige Abrechnung angezeigt. Zumal die Heiztechnik der Wärmepumpe erheblich an Bedeutung gewonnen hat. Nach dem Statistischen Bundesamt hat sich der Anteil an Wärmepumpen als primäre Heizung binnen zehn Jahre verdoppelt. Mit der Neuregelung in §§ 71 Abs. 3 Nr. 2 und 6 GEG i.V. m. § 71 c GEG und § 71 h GEG und den damit verbundenen Anforderungen an neu einzubauende Heizsysteme wird die Tendenz zum Verbau von Wärmepumpen – trotz der Mieterschutzregelung in § 71 o GEG – deutlich steigen, insbesondere aufgrund der zahlreichen Förderprogramme. 

Dabei lohnt es sich, wenn der Gesetzgeber weitere Potenziale für Energieeinsparungen bzw. Förderungen dezentraler ökologischer Energieerzeugungsanlagen identifiziert und entsprechende Gesetzesänderungen oder Klarstellungen vornimmt. Die Streichung der Privilegierung passt auch zur Pflicht nach § 60a GEG (Prüfung und Optimierung von Wärmepumpen). 

Zudem sollte der zur Wärmeerzeugung verbrauchte Strom einer Wärmepumpe im Sinne des § 2 Nr. 4 BetrVK nicht nur der am Markt von einem Dritten eingekaufte Strom als Betriebskosten gegenüber dem Mieter gelten, sondern auch der durch eine Photovoltaikanlage erzeugte Eigenstrom der Gebäudeeigentümer. Dies würde einen Anreiz zur Installation einer Aufdach-Photovoltaikanlage und einer Wärmepumpe durch die Gebäudeeigentümer setzen. Der Mieter könnte durch geringere Energiekosten und einem effizienten und umweltschonenden Heizsystem profitieren. Ein typisches Win-Win.

Dr. Malaika Ahlers
Dr. Florian Böhm

Bei allen Fragen rund um energierechtliche Themen stehen Ihnen ebenso Sebastian Berg, Peter Meisenbacher und Anton Buro aus dem Energy-Team zur Verfügung.

Best Lawyers erweitert mit dem neuen Ranking die Kooperation mit dem „Handelsblatt“. Erstmals ging es nicht um die besten Einzelpersonen, sondern um Rechtsgebiete der Kanzleien. 

Das Ranking „Best Law Firms – Germany“ zeichnet Kanzleien aus, die durch juristische Kompetenz und Branchenkenntnis herausragen. Jede der aufgenommenen Kanzleien wurde auf der Grundlage von Mandantenfeedback, Empfehlungen von Kollegen, Interviews mit Führungskräften, weiteren Fachleuten und Branchenführen sowie der Tiefe ihrer Praxis bewertet. Der Bewertungsprozess umfasste auch die Überprüfung zusätzlicher Kanzlei-Highlights. 

Mandanten und berufliche Referenzen wurden gebeten, im Feedback zu den Leistungen der Kanzlei sechs Kriterien zu berücksichtigen: Fachwissen, Reaktionsfähigkeit, Verständnis für ein Unternehmen und dessen Bedürfnisse, Kosteneffizienz, Integrität und Empfehlungswürdigkeit. 

Darüber hinaus wurden Anwälte im Rahmen der grundlegenden Best Lawyers-Forschung aufgefordert, individuell und organisatorisch Feedback zu Wettbewerbern in bestimmten Bereichen zu geben. Die abstimmenden Anwälte sollten Erfahrung, Reaktionsfähigkeit sowie die Fragen, ob sie eine Angelegenheit an eine Kanzlei weiterleiten würden und ob sie eine Kanzlei für einen würdigen Wettbewerber halten, berücksichtigen.

Das Ergebnis ist ein umfassender Leitfaden zum deutschen Rechtsmarkt.

Das Ranking der Rechtsgebiete von ADVANT Beiten im Einzelnen:

National Tier 1

• Information Technology Law

National Tier 2

• Arbitration and Mediation
• Corporate Law
• Data Security and Privacy Law
• Intellectual Property Law
• Labor and Employment Law
• Mergers and Acquisitions Law
• Real Estate Law
• Tax Law

National Tier 3

• Construction Law
• Litigation
• Restructuring and Insolvency Law

Regional Tier 1

Baden-Württemberg

• Corporate Governance and Compliance Practice
• Corporate Law
• Mergers and Acquisitions Law

Bayern

• Arbitration and Mediation
• Art Law
• Competition / Antitrust Law
• Corporate Law
• Intellectual Property Law
• Labor and Employment Law
• Litigation
• Mergers and Acquisitions Law

Berlin

• Corporate Law
• Labor and Employment Law
• Mergers and Acquisitions Law

Hamburg

• Trade Law

Hessen

• Construction Law
• Data Security and Privacy Law
• Information Technology Law
• Labor and Employment Law
• Mergers and Acquisitions Law
• Trusts and Succession Planning

Nordrhein-Westfalen

• Corporate Law
• Tax Law

Regional Tier 2

Bayern

• Information Technology Law
• Real Estate Law
• Restructuring and Insolvency Law

Berlin

• Health Care Law
• Information Technology Law
• Intellectual Property Law

Hamburg

• Arbitration and Mediation
• Corporate Law
• Labor and Employment Law
• Media Law
• Mergers and Acquisitions Law

Hessen

• Banking and Finance Law
• Intellectual Property Law
• Real Estate Law
• Restructuring and Insolvency Law

Nordrhein-Westfalen

• Labor and Employment Law
• Mergers and Acquisitions Law

Regional Tier 3

Bayern

• Corporate Governance and Compliance Practice
• Criminal Defense
• Energy Law
• Public Private Partnership

Berlin

• Public Law
• Public Private Partnership
• Real Estate Law

Hamburg

• Litigation
• Tax Law

Hessen

• Private Equity Law
• Tax Law

Nordrhein-Westfalen

• Data Security and Privacy Law
• Insurance Law

Ladeinfrastruktur in Deutschland

Aktuell beziffert die Bundesnetzagentur die Ladeinfrastruktur in Deutschland auf rund 103.000 Normalladepunkte und 25.000 Schnellladepunkte. Die Nationale Leitstelle Ladeinfrastruktur prognostiziert für das Jahr 2030 einen Bedarf zwischen 380.000 und 680.000 öffentlich zugänglichen Ladepunkten, davon 86.000 Ladepunkten allein auf Kundenparkplätzen. Um diesen rasanten Ausbau zu ermöglichen, sind u. a. auch für Gebäudeeigentümer gesetzliche Pflichten vorgesehen worden.

Worum geht es im GEIG?

Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetz (GEIG)Gesetzentwurf der Bundesregierung

Das GEIG setzt seit dem Frühjahr 2021 europäische Vorgaben zum Aufbau von Lade- und Leitungsinfrastruktur für die Elektromobilität in Gebäuden um. Ziel des Gesetzes ist es, den Ausbau der Leitungs- und Ladeinfrastruktur für die Elektromobilität im Gebäudebereich zu beschleunigen und andererseits die Bezahlbarkeit des Bauens und Wohnens zu wahren. Das GEIG richtet sich an Gebäudeeigentümer und Wohnungseigentümergemeinschaften. 

Zum derzeitigen GEIG wurde bereits im Real Estate Newsletter vom 22. September 2023 berichtet.

Was verändert die EPDB? 

Die Europäische Richtlinie über die Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden (englisch: Energy Performance of Buildings Directive – EPBD) wurde im Jahr 2002 erstmals erlassen und seitdem mehrfach fortgeschrieben – zuletzt in 2024. Sie enthält Umsetzungsaufträge an die Mitgliedstaaten zur ganzheitlichen energetischen Bewertung und Verbesserung der Energieeffizienz von Gebäuden. 

Die aktuelle Fassung der EPBD (2024/1275/EU) wurde am 8. Mai 2024 im Amtsblatt der EU verkündet und ist seit 28. Mai 2024 in Kraft. Sie fordert von den Mitgliedstaaten unter anderem einen emissionsfreien Gebäudebestand bis 2050, unterstützt durch nationale Renovierungspläne (NBRP) und die Dekarbonisierung der Wärme- und Kälteversorgung. Zusätzlich adressiert sie die Einbindung der Gebäude in die Infrastruktur (insbesondere Mobilität und Netzdienlichkeit).

Die entscheidenden Regelungen sind in Art. 14 EPBD enthalten (Einrichtung von Infrastruktur für nachhaltige Mobilität bei neuen und renovierten Wohn- und Nichtwohngebäuden). Diese müssen ins deutsche Recht – ins GEIG – umgesetzt werden. 

Zu den kommenden Änderungen des Gebäudeenergiegesetzes siehe unseren Blogpost: EU-Gebäudeeffizienzrichtlinie angenommen – Änderungen des GEG zu erwarten | ADVANT Beiten (advant-beiten.com).

Der deutsche Gesetzgeber hat nun die folgenden Vorgaben zu beachten:

Wohngebäude

Die EPBD regelt für neue Wohngebäude mit mehr als drei Stellplätzen (bisher waren es 5 Stellplätze) sowie für Bestands-Wohngebäude mit mehr als drei Stellplätzen (bisher waren es 10 Stellplätze), die einer größeren Renovierung unterzogen werden, dass

• für mindestens 50 Prozent der Autostellplätze die Installation von Vorverkabelung zu erfolgen hat und für die restlichen Stellplätze Schutzrohre für Elektrokabel erforderlich sind,

• mindestens zwei Fahrradstellplätze für jede Wohneinheit bereitgestellt werden müssen und

• zusätzlich bei neuen Wohngebäuden mindestens ein Ladepunkt zu errichten ist.

Nichtwohngebäude

Beim Neubau eines Nichtwohngebäudes mit mehr als 5 Stellplätzen (bisher waren es 6 Stellplätze) muss der Gebäudeeigentümer

• mindestens ein betriebsbereiten Ladepunkt für jeden fünften Autostellplatz errichten,  

• in neuen Bürogebäuden und Bürogebäuden mindestens ein Ladepunkt je zwei Stellplätze errichten,

•  bis 1. Januar 2027 in Nichtwohngebäuden im Bestand mit mehr als 20 Stellplätzen mindestens ein Ladepunkt je zehn Stellplätze errichten oder mindestens Leitungsinfrastruktur hierfür vorhalten und

• Fahrradstellplätze für mindestens 15 Prozent der durchschnittlichen (10 Prozent der gesamten) Nutzerkapazität bereitstellen.

Für alle öffentlichen Gebäude:

Ab 2033 muss eine Vorverkabelung von mindestens 50 Prozent aller Parkplätze erfolgen. 

Fazit

Die EPBD 2024 gibt den Mitgliedstaaten vor, die Aufträge bis Ende Mai 2026 in nationale Rechtsvorschriften umzusetzen. Bisher sind die Vorgaben der EPDB noch nicht in deutsches Recht überführt worden, sodass Unternehmen nach Abschluss des GEIG-Gesetzgebungsverfahrens nur sehr wenig Zeit haben werden, die Vorgaben von der Planung bis zur Durchführung umzusetzen. Insgesamt ist in Zeiten von Fachkräftemangel, hohen Baukosten, Dekarbonisierungszielen etc. zu begrüßen, wenn sich die neuen Vorgaben am Bedarf orientieren. Um dieses Ziel zu erreichen, sind umfangreiche Abstimmungen mit den Verbänden erforderlich.

Insbesondere wäre es erfreulich, wenn die im aktuellen GEIG (§§ 10 Abs. 2 S. 1 und 12 Abs. 1 GEIG) vorhandenen Portfolio- und Quartiersansätze erhalten bleiben, da sie einen flexiblen, am Bedarf der Nutzer ausgerichteten Rollout der Ladeinfrastruktur ermöglichen. In größeren Quartieren gibt es beispielsweise oftmals Parkplätze, die von mehreren Gebäudeeigentümern bzw. deren Kunden oder Mitarbeitern gemeinschaftlich genutzt werden. Das können gemeinsam genutzte Tiefgeragen sein oder eine Parkplatzfläche, die z.B. einen Bürokomplex und Einzelhandelsimmobilien miteinander verbinden. Der Ansatz des GEIG lässt es zu, dass bei diesen Parkplätzen die Ladeinfrastruktur-Vorgaben umgesetzt werden können.

Die weiteren Schritte müssen abgewartet werden und werden von ADVANT Beiten eng beobachtet. Weitere Informationen erhalten Sie bei Bedarf gerne vom Energieteam.

Dr. Malaika Ahlers
Anton Buro

Das EnWG als solches verfolgt bekanntlich den Zweck, eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente, umweltverträgliche und treibhausgasneutrale Versorgung der Allgemeinheit mit Energie sicherzustellen und regelt hierzu insbesondere die Beziehungen zwischen Endkunden und Versorgern.

Erst Ende 2023 kam es in Folge eines Urteils des Europäischen Gerichtshofs zur letzten Überarbeitung des EnWG, wobei die Stärkung der Unabhängigkeit der zuständigen Regulierungsbehörde, der Bundesnetzagentur (BNetzA), im Vordergrund stand.

Auch die Regelungen des aktuellen Referentenentwurfs dienen in Teilen der Umsetzung von unionsrechtlichen Vorgaben, hierbei allen voran der Umsetzung der sog. novellierten Strombinnenmarktrichtlinie (EU) 2024/1711, welche bis zum 16. Januar 2025 in deutsches Recht umgesetzt werden muss. Im Einzelnen:

Verbindliche Bearbeitungsfristen für Netzanschlussbegehren und Möglichkeit einer unverbindlichen Netzanschlussauskunft

Mit den neuen Regelungen zum Netzanschlussbegehren, §§ 17 Abs. 5 bis 7 EnWG-E, und der unverbindlichen Netzanschlussauskunft, § 17a EnWG-E, soll generell die Transparenz der Netzanschlussverfahren erhöht werden.

So ist für Netzanschlussbegehren vorgesehen, dass der jeweilige Netzbetreiber dem Anschlussbegehrenden innerhalb von drei Monaten klare und transparente Informationen zum Status und zur weiteren Bearbeitung des Begehrens zur Verfügung stellen muss. Sofern nach Ablauf der Frist kein abschließendes Ergebnis mitgeteilt werden kann, sind die Informationen alle drei Monate zu aktualisieren. Ab dem 1. Januar 2026 verringert sich die Zeit zur Prüfung des Netzanschlussbegehrens um vier Wochen, sodass dem Anschlussbegehrenden ein Ergebnis innerhalb von nur acht Wochen mitzuteilen ist, wobei auch Informationen bezüglich des Zeitplans zur Herstellung, Änderung oder Erweiterung des Netzanschlusses beigefügt werden müssen.

Zur Senkung der Bearbeitungszeit und Steigerung der Effizienz soll der Netzbetreiber auf seiner Website allgemeine Informationen zur Prüfung des Netzanschlussbegehrens sowie die einzureichenden Unterlagen auflisten. Zwei Jahre nach Inkrafttreten dieses Gesetzes sollen Verteilernetzbetreiber dann ein Online-Tool bereitstellen, mit dem eine unverbindliche Netzanschlussauskunft für Anlagen ab einer Nennleistung von 135 Kilowatt ermöglicht werden soll.

Diese beiden neuen Vorschriften werden durch § 20b EnWG-E flankiert, welcher Netzbetreibern die Einführung einer gemeinsamen, bundesweit einheitlichen Plattform zum Austausch von Daten im Zusammenhang mit dem Netzzugang bis zum 1. Juli 2026 vorschreibt. Diese Plattform soll insbesondere Personen ohne feste Marktrolle die Kommunikation mit Netzbetreibern erleichtern und beispielsweise zur Bestellung, Änderung oder Abbestellung von Messkonzepten, sog. Zählpunktanordnungen, genutzt werden können. 

Im Übrigen finden sich die vorgeschlagenen verbindlichen Rückmelde- und Bearbeitungsfristen von Netzanschlussbegehren durch die Netzbetreiber im EEG-E, so dass sich die Terminologie an die neue Regelung im EnWG angleicht. Weiter wird ein neuer § 8a EEG-E vorgeschlagen. Hier sieht der Gesetzgeber einen Anspruch auf die Reservierung von Netzanschlusskapazitäten vor. Vorgesehen sind spezielle Regelungen für die Anschlussreservierung von EE-Anlagen und Speichern.

Vertragsgestaltung: Neue Informationspflichten, Festpreisverträge und Versorgungsunterbrechungen

Die Regelungen im EnWG-E sind auch als Reaktion auf die Energiekrise und die volatilen Strompreise in den vergangenen zwei Jahren zu sehen. So sollen Energielieferanten erstmalig zur Entwicklung von Absicherungsstrategien gegen Verfügbarkeitsschwankungen im Strom- und Gasgroßhandel verpflichtet werden, um die wirtschaftliche Tragfähigkeit der Kundenbelieferung sicherzustellen. Die entsprechenden Absicherungsstrategien sind auch durch die BNetzA überprüfbar.

Gegenüber den Kunden ergeben sich diverse Änderungen im Bereich der vertraglichen Informationspflichten. So sollen zum Beispiel die Angabe einer ladungsfähigen Anschrift und Informationen, die eine unverzügliche telefonische und elektronische Kontaktaufnahme ermöglichen, notwendig werden.

Ebenfalls soll mit § 41a Abs. 4 bis 7 EnWG-E die Option eines Stromliefervertrags mit Festpreis eingeführt werden. Hierfür ist eine Vertragslaufzeit von mindestens 12 Monaten vorgesehen sowie die Möglichkeit Mehr- oder Minderbelastungen an den Kunden auch während der Vertragslaufzeit weiterzureichen. Stromlieferanten, die zum 31. Dezember eines Jahres mehr als 200.000 Letztverbraucher beliefern, sind im Folgejahr zum Angebot eines Festpreisvertrags verpflichtet. Ebenfalls sind sie verpflichtet, bereits bei Vertragsschluss umfassend über die Kosten sowie Vor- und Nachteile der jeweiligen Tarifart aufzuklären.

Letztlich sollen auch die bisherigen Übergangsregelungen zu Versorgungsunterbrechungen außerhalb der Grundversorgung mit dem neuen § 41f EnWG-E dauerhaft beibehalten werden, sodass insbesondere auch bei Rückständen und Zahlungsschwierigkeiten die Versorgung nicht eingestellt werden kann, ohne eine umfassende Verhältnismäßigkeitsabwägung.

Einführung des „Energy Sharing“

Ein weiterer Kernpunkt des Referentenentwurfs ist die langerwartete Einführung der gemeinsamen Nutzung elektrischer Energie, des sog. „Energy Sharing“, § 42c EnWG-E.

Dies soll Endkunden mit Ausnahme von Großunternehmen und professionellen Versorgern ab dem 1. Juli 2026 ermöglichen, eine Anlage zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien gemeinsam zu betreiben und den Strom gemeinsam zu nutzen. Es wird damit den Betreibern von Anlagen ermöglicht, Strom in einem geografisch begrenzten Gebiet zu verkaufen, ohne die Notwendigkeit einer formellen Einspeisung in das Netz.

Nutzer dieses Versorgungsmodells müssen einen Vertrag über die gemeinsame Nutzung von Strom abschließen, dieser muss einen Aufteilungsschlüssel für den erzeugten Strom und, sofern keine unentgeltliche Nutzung vereinbart wird, Angaben zum Strompreis enthalten. Sofern nur Haushaltskunden durch eine Anlage von nicht mehr als 30 KWp oder mehrere Haushaltskunden im selben Gebäude durch eine Anlage von nicht mehr als 100 KWp versorgt werden, gilt eine Erleichterung für den Energy-Sharing-Vertrag: Viele der sonst für Stromlieferanten geltenden Anzeige- und Informationspflichten müssen nicht eingehalten werden.

Der Strom kann geografisch zunächst nur im Bilanzierungsgebiet des Netzbetreibers geteilt werden. Ab dem 1. Juli 2028, kann der erzeugte Strom auch innerhalb der unmittelbar angrenzenden Bilanzierungsgebiete geteilt werden.

So wie bei der Gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung muss beim „Energy Sharing“ eine viertelstundenscharfe Messung der Stromerzeugung in der Anlage sowie die ebenfalls viertelstundenscharfe Messung der Strombezugsmengen bei allen mitnutzenden Letztverbrauchern erfolgen.

Damit die höhere Komplexität dieses Versorgungskonzepts nicht dazu führt, dass das „Energy Sharing“ eine lediglich theoretische Möglichkeit bleibt, können gewisse Dienstleistungen, zum Beispiel in Bezug auf die Verpflichtung zur Bilanzierung eingespeister und entnommener Energiemengen auf professionelle Dritte übertragen werden. In diesem Zuge kann ein Letztverbraucher auch von seinem Stromlieferanten verlangen, die Zahlung von Steuern, Abgaben, Umlagen und Netzentgelten, die auf im Wege des „Energy Sharing“ verbrauchte Strommengen entfallen, direkt an ihn zahlen zu können. Ein weiterer positiver Aspekt ist, dass eine Vollversorgungspflicht nicht besteht. So kann jeder Endkunde im Energy-Sharing-Modell seinen eigenen Stromlieferanten für seinen Restbedarf wählen.

Fazit

Mit dem Referentenentwurf gehen viele Neuerungen einher. Es ist zu begrüßen, dass Netzanschlussverfahren schneller bearbeitet und mehr Transparenz erreicht werden soll.

Damit erfolgt auch mittelbar ein Digitalisierungsschub, da nun die Nutzung von Online-Plattformen von Gesetzes wegen gefordert und zum Standard erhoben wird.

Darüber hinaus wird mit der Einführung des „Energy Sharing“ nicht nur eine unionsrechtliche Verpflichtung, sondern auch eine von Verbrauchern lang gewünschtes Versorgungskonzept etabliert. Diese neue Regelung ist vor allem für den geplanten Zubau an Auf-Dach-PV-Anlagen interessant. Nachteilhaft ist allerdings, dass der Referentenentwurf keine Befreiungen von Steuern, Netzentgelten, Umlagen und Abgaben vorsieht, sodass zumindest wirtschaftliche Anreize fehlen könnten.

Die grundsätzlich positiven Neuerungen führen jedoch absehbar zu einer weitergehenden Belastung der Netzbetreiber, da diese im Fall der Verabschiedung des Referentenentwurfs zur Anpassung ihrer Energielieferverträge gezwungen werden und sie mittelfristig auch einen deutlich gesteigerten Aufwand zur Schaffung der geforderten Online-Plattformen betreiben müssen.

Es bleibt abzuwarten, in welchem Umfang der Gesetzesentwurf nun noch Änderungen erfährt. 

Dr. Malaika Ahlers
Anton Buro

Bei allen Fragen rund um energierechtliche Themen stehen Ihnen ebenso Sebastian Berg, Peter Meisenbacher und Dr. Florian Böhm aus dem Energy-Team zur Verfügung.

Wer ist eine öffentliche Stelle?

Unter den Begriff der öffentlichen Stelle fallen gem. § 3 Nr. 22 EnEfG die klassischen Akteursgruppen der öffentlichen Hand: Behörden, Organe der Rechtspflege und andere öffentlich-rechtlich organisierte Einrichtungen, Körperschaften, Anstalten und Stiftungen des öffentlichen Rechts des Bundes oder der Länder sowie deren Vereinigungen. Darüber hinaus dürfte gerade beim Auftritt in privatrechtlichem Gewand eine Einzelfallprüfung anstehen, um zu einem belastbaren Ergebnis zu gelangen. Denn während kommerzielles oder gewerbliches Auftreten eine Qualifikation als öffentliche Stelle ausschließt, gilt Gegenteiliges zur Wahrung des Besserstellungsverbotes, soweit ein Akteur sich mehrheitlich durch institutionelle Zuwendungen von Bund oder Ländern finanziert.

„Atmende“ und flexibilisierbare Einsparverpflichtung von zwei Prozent im Jahr

Öffentliche Stellen, die einen jährlichen Energieverbrauch von einer Gigawattstunde (GWh) oder mehr aufweisen, sind nach § 6 EnEfG verpflichtet, ihren Endenergieverbrauch jährlich um zwei Prozent zu senken. Maßgeblich ist insoweit die Gesamtendenergie, d. h. es wird über sämtliche Tätigkeitsbereiche der öffentlichen Stelle auf den Teil der eingesetzten Energie geschaut, der ihr schlussendlich in der gewünschten Form zur Verfügung steht.

Das Einsparungsziel gilt bis zum Jahr 2045 und wird auf Basis des Energieverbrauchs des Vorjahres berechnet. Sollte das Einsparziel in einem Jahr verfehlt werden, muss die nicht erzielte Einsparung in den folgenden zwei Jahren nachgeholt werden. Im umgekehrten Fall, wenn das Einsparziel übertroffen wird, können die zusätzlichen Einsparungen auf die nächsten fünf Jahre angerechnet werden.

Wichtig: Von diesem Grundsatz ausgenommen sind öffentliche Wohnunternehmen. Auch öffentliche Wissenschafts- und Forschungseinrichtungen können bestimmte Anlagen außer Betracht lassen.

Eine weitere Flexibilisierung soll durch die ausdrückliche Eröffnung der Möglichkeit zum Zusammenschluss mehrerer öffentlicher Stellen erreicht werden, § 6 Abs. 1 Satz 4 EnEfG. Erfassung des Ausgangsniveaus und Bilanzierung der Einsparerfolge können insoweit einer Art „gemeinsamen Veranlagung“ zugeführt werden. Voraussetzung ist, dass eine entsprechende schriftliche Vereinbarung abgeschlossen wird. Augenmerk sollte insoweit insbesondere auf Szenarien gelegt werden, die ein späteres Ausscheiden von Vertragspartnern aus dem Anwendungsbereich des EnEfG abbilden.

Umsetzung von Einzelmaßnahmen / Einrichtung eines Energie- oder Umweltmanagementsystems

Zur Einsparung von Endenergie sind öffentliche Stellen verpflichtet, Einzelmaßnahmen umzusetzen. In welchem Rahmen diese identifiziert und umgesetzt werden können, bestimmt sich anhand des jeweiligen Jahresverbrauchs der öffentlichen Stelle, denn:

Öffentliche Stellen mit einem durchschnittlichen jährlichen Gesamtendenergieverbrauch von drei GWh oder mehr sind verpflichtet, bis zum 30. Juni 2026 ein Energie- oder Umweltmanagementsystem einzuführen. Für öffentliche Stellen mit einem Jahresverbrauch zwischen ein und drei GWh, genügt ein vereinfachtes Energiemanagementsystem.

Diese Managementsysteme setzen konkrete Rahmen für die Erhebung verbrauchsrelevanter Daten und Identifizierung von Energiesparmaßnahmen.

Neue Potenziale für den Fernwärmeausbau

Neben der Statuierung neuer Pflichten bringt das EnEfG für die öffentliche Hand aber auch Chancen: Insbesondere zu nennen sind hier die Pflicht zur Nutzung von und die Einrichtungen einer Plattform für Abwärme.

Viele Industrien, etwa Rechenzentren oder das produzierende Gewerbe, verwenden Prozesse, die erhebliche Mengen von Abwärme erzeugen. Besonders energieintensive Unternehmen sind nun verpflichtet, von diesem Potenzial Gebrauch zu machen; die Abwärme, die nicht vermieden werden kann, muss verwendet werden.

Ein Anwendungsfall hierfür ist die Fernwärme: Unternehmen können ihre unvermeidbare Abwärme in Wärmenetze speisen, deren Betreiber (z. B. ein Stadtwerk) hiervon profitieren können. Im Gebäudeenergiegesetz und Wärmeplanungsgesetz gilt die unvermeidbare Abwärme den erneuerbaren Energien gleichgestellt. Damit kann unvermeidbare Abwärme einen Beitrag zur Dekarbonisierung eines Wärmenetzes leisten.

Fazit

Das EnEfG fordert von öffentlichen Stellen einen erheblichen Beitrag zur Reduzierung des Energieverbrauchs, eröffnet aber auch neue wirtschaftliche Potenziale.

Eine frühe Beschäftigung mit dieser Thematik kann langfristige Vorteile sichern, indem die eigenen Verbräuche ins Visier genommen und Kooperations- und Nutzungspotenziale systematisch ausgereizt werden können.

Sebastian Berg 
Anton Buro

Wer ist antragsberechtigt?

Der Kreis der Antragsberechtigten für die Förderung von Wohngebäuden und Nichtwohngebäuden ist grundsätzlich weit gefasst und umfasst sowohl Privatpersonen und juristische Personen des Privatrechts als auch Körperschaften und Anstalten des öffentlichen Rechts, zum Beispiel Kammern oder Verbände und kommunale Unternehmen. Ausgenommen sind jedoch der Bund, die Bundesländer und deren Einrichtungen sowie politische Parteien.

Was ist Gegenstand der Förderung?

Für Wohngebäude gem. § 3 Absatz 1 Nummer 33 Gebäudeenergiegesetz (GEG) sieht das KFW-Förderprogramm im Merkblatt für das Produkt 296 und die Technischen Mindestanforderungen (TMA) vor, dass die Anforderungen an das Treibhauspotenzial entsprechend des "Qualitätssiegels Nachhaltiges Gebäude Plus" (QNG-PLUS) für Wohngebäude, die unter Anwendung der Methode der Lebenszyklusanalyse (LCA) nachzuweisen sind, und dem Standard Effizienzhaus 55 (EH 55) entsprechen. Ebenso muss eine Mindestanzahl an Wohnräumen in Abhängigkeit von der gegebenen Wohnfläche erreicht werden und der gebäudespezifische Grenzwert für ausgewählte Kosten im gesamten Lebenszyklus des Gebäudes unterschritten werden. Letztlich darf auch kein Wärmeerzeuger auf Basis fossiler Energie oder Biomasse verwendet werden, was auch braunen, d. h. mittels fossiler Energieträger hergestellten Wasserstoff umfasst.

Gefördert werden entsprechend dem Merkblatt für das KfW-Förderprodukt 596 der Neubau sowie der Ersterwerb – dieser jedoch nur innerhalb von 12 Monaten nach Bauabnahme – von (Nicht-)Wohngebäuden und Wohneinheiten, die nach Fertigstellung in den Anwendungsbereich des GEG fallen und die TMA erfüllen. Bei Nichtwohngebäuden müssen die Anforderungen an das Treibhauspotenzial entsprechend des "Qualitätssiegels Nachhaltiges Gebäude Premium" (QNG-PREMIUM) für Nichtwohngebäude, die unter Anwendung der Methode der Lebenszyklusanalyse nachzuweisen sind, sowie der Effizienzhausstandard 55 erfüllt sein. Zudem dürfen auch hier keine Wärmeerzeuger auf Basis fossiler Energie oder Biomasse zum Einsatz kommen.

Was ist der Umfang der Förderung?

Für das aktuelle Kalenderjahr und 2025 stehen jeweils für beide Förderprodukte zusammen eine Milliarde Euro zur Verfügung. Der Zinssatz orientiert sich an der Entwicklung des Kapitalmarktes und enthält eine Zinsverbilligung aus Bundesmitteln. 

Im Einzelnen werden bei Wohngebäuden bis zu 100 Prozent der förderfähigen Kosten übernommen, jedoch nur bis zu einem absoluten Kredithöchstbetrag von jeweils 100.000 Euro pro Wohneinheit.

Bei Nichtwohngebäuden werden ebenfalls bis zu 100 Prozent der förderfähigen Kosten des Vorhabens finanziert, hier jedoch bis maximal 1.000 Euro pro Quadratmeter Nettogrundfläche und maximal 5 Millionen Euro pro Vorhaben.

Beide Förderprodukte sehen eine Mindestlaufzeit von 4 Jahren mit einer Zinsbindung des Kredits bis zu 10 Jahren vor. Nach Ablauf von diesem Zeitraum unterbreitet die KfW dem jeweiligen Kunden ein individuelles Verlängerungsangebot zu einem nicht vergünstigten marktorientierten Zinssatz bis zu einer Gesamtlaufzeit von 35 Jahren für Wohngebäude und 30 Jahre für Nichtwohngebäude.

Grundsätzlich ist auch eine Kombination der gewählten KNN-Förderung mit anderen Fördermitteln möglich, sofern diese in Summe die förderfähigen Kosten nicht übersteigen. Im Rahmen der Inanspruchnahme einer KNN-Förderung existieren jedoch eine Reihe besonderer Doppelförderungsverbote, insbesondere für die parallele Bezuschussung nach der Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW), der Bundesförderung Wohneigentum für Familien (WEF), der BEG sowie der Bundesförderung Klimafreundlicher Neubau (KFN).

Wie läuft die Antragsstellung ab?

Die KfW gewährt die KNN-Förderung mittels Kredite über Finanzierungspartner, allen voran Banken und Sparkassen. In einem ersten Schritt muss der Antrag durch einen unabhängigen Experten für Energieeffizienz auf Einhaltung der Anforderungen geprüft werden. Sodann kann der Antrag mit der entsprechenden "Bestätigung zum Antrag" bzw. der "gewerbliche[n] Bestätigung zum Antrag" gestellt werden. 
In zeitlicher Hinsicht ist der Kreditantrag vor Beginn des Vorhabens zu stellen.

Fazit

Weitergehende Informationen finden Sie in den jeweiligen Merkblättern und TMA der KfW wie gewohnt im Netz. 
Mit dem Förderprogramm „Klimafreundlicher Neubau im Niedrigpreissegment“ hat das BMWSB einen konkreten Ansatz zur Incentivierung des Neubaus von kleineren und kosteneffizienteren Wohnungen geschaffen, was der Erfüllung von gleich mehreren (wirtschafts-)politischen Zielen zuträglich ist.

So kann zum einen der Wohnungsknappheit, von der insbesondere Personen des unteren und mittleren Einkommenssegments betroffen sind, durch den zielgerichteten Neubau von kleineren und folglich preisgünstigeren Wohnungen begegnet werden und zum anderen die Baubranche sowie die gesamtwirtschaftliche Lage weiter stabilisieren. Dem Klimaschutz wird zumindest teilweise durch spezifische Vorgaben Rechnung getragen, jedoch sind im Vergleich zum ursprünglichen Entwurf Abstriche, zum Beispiel durch die Vorgabe des EH bzw. EG 55 anstatt des EH bzw. EG 40 Standards, gemacht worden. Neue Qualitätssiegel werden erfreulicherweise nicht eingeführt.

Dr. Malaika Ahlers

Bei allen Fragen rund um energierechtliche Themen stehen Ihnen ebenso Sebastian Berg, Anton Buro, Dr. Florian Böhm und Peter Meisenbacher aus dem Energy-Team zur Verfügung.

Peter Meisenbacher steigt zum 15. September dieses Jahres bei ADVANT Beiten als Salary Partner am Freiburger Standort ein und wird eng mit den Berliner Energierechtskollegen in der Praxisgruppe Public Sector zusammenarbeiten. Gleichzeitig ergeben sich enge Verbindungen mit den Freiburger Partnern, die Mandanten aus dem Energie-Bereich im Handels- und Gesellschaftsrecht sowie bei M&A-Transaktionen betreuen (zuletzt bei der Beratung der BKW Gruppe beim Ausbau der Beteiligung an der Kooperation HelveticWind). Im Bereich der Erneuerbaren Energien ist Freiburg traditionell ein starker Standort, vor allem durch das Fraunhofer-Institut ISE und die von der Freiburger Wirtschaftsförderung mit-organisierte und von ADVANT-Beiten seit vielen Jahren rechtlich begleitete INTERSOLAR / The smarter E Europe, Europas größte Messeallianz für die Energiewirtschaft. In diesem Umfeld stellt die energierechtliche Kompetenz von Peter Meisenbacher eine wertvolle Ergänzung dar.

Peter Meisenbacher (37) berät umfassend im Recht der Erneuerbaren Energien mit zivilrechtlichem Fokus an der Schnittstelle zum Energiewirtschaftsrecht. Aufgrund seiner langjährigen Erfahrung im Bereich der Erneuerbaren Energien begleitet er deutschlandweit und international Projektentwickler, Investoren und Banken sowie Kommunen und Stadtwerke bei der Umsetzung von Energie-Projekten. Ein Schwerpunkt liegt dabei auf der Realisierung von Photovoltaik-Vorhaben. Vor seiner Tätigkeit bei Sterr-Kölln & Partner war Peter Meisenbacher mehrere Jahre bei Becker Büttner Held tätig; er hat dort bereits mit Dr. Malaika Ahlers zusammengearbeitet und Unternehmen bei allen Themen beraten, mit denen diese als Verbraucher, Strom- und Wärmelieferant oder Netzbetreiber konfrontiert sind.

„Der Bereich Energie bildet einen besonderen Schwerpunkt bei ADVANT Beiten. Unser interdisziplinäres, standortübergreifendes Team wächst kontinuierlich, damit wir für den stetigen Wandel, dem die Branche unterliegt, optimal aufgestellt sind“, erklärt Dr. Malaika Ahlers und ergänzt: „Wir freuen uns, mit Peter Meisenbacher einen weiteren sehr erfahrenen Experten zu gewinnen, dessen Expertise, vorrangig in dem so wichtigen Segment Erneuerbare Energien, ideal zu uns passt: ein perfektes Match.“ 

Dr. Jan Barth, Leiter des Freiburger Standortes, freut sich über die fachliche Erweiterung: „Wir haben 2022 als reiner Corporate/M&A-Standort angefangen und erweitern stetig unser Beratungsangebot, zunächst um Arbeitsrecht und jetzt um Öffentliches Recht und Energierecht.“

Pressekontakt
Frauke Reuther
Manager Kommunikation
ADVANT Beiten
+49 (69) 75 60 95 - 570
frauke.reuther@advant-beiten.com

Diese Verordnung, die in vielen Fällen maßgeblich die Rechte und Pflichten von Wärmeversorgern und Wärmekunden gestaltet, bildet seit 1980 das Herzstück vieler Wärmelieferverträge und spielt daher eine erhebliche Rolle für Wärmemarkt und Wärmewende.

Der letzte Reformentwurf der AVBFernwärmeV liegt exakt zwei Jahre zurück. Seitdem ist energiepolitisch viel geschehen und viele Stimmen sind laut geworden mit dem Wunsch einer grundliegenden Änderung der in die Tage gekommenen Regelungen der Verordnung.

Nun hat die Bundesregierung einen Entwurf vorgelegt, welcher die AVBFernwärmeV auf einen neuen Stand bringt, viele der erhobenen Kritikpunkte adressiert und durch Vereinheitlichungen mit dem Wärmeplanungs- und Gebäudeenergiegesetz (WPG und GEG) und der Integration der FFVAV für Klarheit sorgt.

Die schwierige Aufgabe des Austarierens von Versorger- und Kundeninteressen schlägt sich wie ein roter Faden im Entwurf nieder. Nennenswert sind hier insbesondere die Ausdifferenzierung des einseitigen Rechts des Wärmekunden zur Anpassung der geschuldeten Wärmeleistung (§ 3 AVBFernwärmeV), die erhöhten Anforderungen für Preisänderungsklauseln (§§ 24 und 24a AVBFernwärmeV) und die Neugestaltung der Maximallaufzeit für Wärmelieferverträge (§ 32 AVBFernwärmeV).

Ausdifferenziertes Anpassungsrecht

Zurecht wurde das bisherige Recht des Wärmekunden zur einseitigen Reduzierung der vertraglichen Wärmeleistung ohne weiteren Nachweis bis zu 50% oder sogar der Kündigung des Wärmeliefervertrags kritisiert. Wärmeversorger klagten, dass einerseits Planungssicherheit für Investitionen bei abgeschlossenen Verträgen bestehen müsse und andererseits selbst die Wärmeversorgung mit erneuerbaren Energieträgern in vielen Fällen von Wärmekunden beschnitten werden konnte. Die Gerichte legten häufig noch eine Schippe drauf und legten das Recht des Wärmekunden weit aus.

Der Referentenentwurf sieht nun ein differenziertes System vor, welches die Gratwanderung zwischen Planungs- und Investitionssicherheit des Versorgers sowie berechtigten Interessen der Wärmekunden versucht.

Künftig soll getrennt werden zwischen verschiedenen Versorgungsarten (einzelne Gebäude, Gebäudenetze und Wärmenetze) und es sollen jeweils verschiedene Regelungen gelten. Die Wärmeversorgung aus erneuerbaren Energien soll nicht mehr leicht verdrängt werden können und Nachweise für die Selbstversorgung mit erneuerbaren Energien sind zu erbringen. Der Entwurf sieht nun zwei Fälle vor, in denen das Leistungsanpassungsrecht noch bestehen soll:

Erstens in Fällen, in denen der Endenergiebedarf des Gebäudes aufgrund Energieeffizienzmaßnahmen gesenkt wird und zweitens, wenn die aktuelle Wärmelieferung nicht die Anforderungen nach § 71 Abs. 1 GEG entspricht und der Kunde einen Teil seines Wärmebedarfs künftig aus erneuerbaren Energien decken wird.

Neben der Reduzierung der vertraglichen Abnahmemenge ist Rechtsfolge eine Anpassung des leistungsabhängigen Teils des Grundpreises; eine Rückerstattung von Baukostenzuschüssen und Hausanschlusskosten erfolgt nicht.

Erhöhte Anforderungen für Preisänderungsklauseln

Preisanpassungen sollen einerseits die Kostenentwicklung bei der Erzeugung und Bereitstellung der Fernwärme als auch die jeweiligen Verhältnisse auf dem Wärmemarkt angemessen berücksichtigen. Die Bestimmungen wurden vor diesem Hintergrund und unter Berücksichtigung der höchstrichterlichen Rechtsprechung konkretisiert.

Häufig wurde und wird eingewendet, dass die Preisgestaltungen von Wärmeversorgern zu intransparent seien. Dieser Kritikpunkt wurde insbesondere durch die Verwerfungen auf dem Wärmemarkt aufgrund der Energiekrise laut. Zunehmend gerieten bestimmte Preisgestaltungen in den Fokus der Medien und Verbraucherschutzverbände und wurden zum Gegenstand zahlreicher Gerichtsverfahren gemacht.

Hier möchte der Gesetzgeber für ein wenig Klarheit sorgen. Versorger sollen sich bei der Preisbildung näher an ihren Erzeugungsstrukturen orientieren, wobei die Verwendung von Indizes für den Gesamtpreis oder für verschiedene Preisbestandteile ausdrücklich zulässig ist. Es kann aber ebenfalls anstelle der Verwendung von Indizes die Entwicklung der tatsächlichen Kosten für das Kostenelement zugrunde gelegt werden, wobei das Fernwärmeversorgungs-unternehmen den Wirtschaftlichkeitsgrundsatz zu berücksichtigen hat. Die Preisentwicklung des Wärmemarkts soll regelhaft unter Verwendung des „Wärmepreisindex“ des Statistischen Bundesamtes als sog. Marktelement abgebildet werden. Eine Berechnungsformel zur rechnerischen Ermittlung der Preisänderung muss ebenfalls in der Preisänderungsklausel enthalten sein.

Die Neuregelung im § 24a AVBFernwärmeV ermöglicht zudem eine einseitige Änderung von Preisanpassungsklauseln durch den Fernwärmeversorger, wenn dieser einen eingesetzten Energieträger wechselt oder die jeweilige Beschaffungsstruktur wesentlich ändert. Dabei sollen die Fälle hier nicht abschließend sein.

Maximallaufzeiten

Verbraucherfreundlicher ist im Referentenentwurf die Maximallaufzeit von Wärmelieferverträgen gestaltet.

Auch hier soll differenziert werden: Für neue Anschlüsse oder investitionsschwere Erhöhungen der Wärmeleistungen soll die derzeit geltende und umstrittene Maximallaufzeit von zehn Jahren weiterhin gelten. Eine lange Laufzeit sei für die Wirtschaftlichkeit der Wärmenetze und eine verlässliche Finanzplanung der Fernwärmeversorgungsunternehmen wichtig.

In Fällen, in denen Folgeverträge für einen bereits hergestellten Hausanschluss abgeschlossen werden oder die Wärmeleistung eines bestehenden Anschlusses nicht wesentlich erhöht wird, sollen fünf Jahre Laufzeit gelten. Die Kündigungsfrist wird im Übrigen von neun auf sechs Monate herabgesetzt.

Gegenüber Verbrauchern soll eine stillschweigende Verlängerung der Vertragslaufzeit nur bis zu zwei Jahren vereinbart werden.

Fazit

Eine Aktualisierung der AVBFernwärmeV ist schon lange fällig. Insbesondere mit Blick auf die voranschreitende Wärmeplanung und die Dekarbonisierung des Wärmemarkts sind neue Anreize zu setzen und die vielen Fragen zu beantworten, die sich im Laufe der letzten Jahre immer weiter verdeutlicht haben.

Ob es dem Gesetzgeber gelingen wird, die richtige Balance zwischen Versorger- und Kundeninteressen zu treffen, wird sich im weiteren Gesetzgebungsverfahren zeigen. Konstruktive erste Schritte wurden hier jedenfalls gemacht.

Angesichts der sich ändernden Voraussetzungen für Wärmelieferverträge durch die Novelle der AVBFernwärmeV müssen Wärmeversorger die nächsten Schritte genau beobachten. Häufig wird in Wärmelieferverträgen auf die jeweils geltende Fassung der Verordnung Bezug genommen, sodass bereits jetzt bei der Vertragsgestaltung auf den Referentenentwurf reagiert werden sollte.

Dr. Malaika Ahlers
Anton Buro

Worum geht es?

Damit das Steuerrecht dem Aufbau einer dezentralen Versorgungsstruktur nicht im Weg steht, hat die Bundesregierung unter der Federführung des Bundesministeriums der Finanzen das Gesetz zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Energie- und Stromsteuerrecht entworfen (vgl. auch unseren Blogbeitrag zum Thema "Stromsteuer und E-Mobility – Vereinfachungen in Sicht"). Denn nach aktueller Rechtslage gibt es aus Sicht des Stromsteuerrechts einige bürokratische Hürden und hinderliche Regelungen im Rahmen von Konzepten der dezentralen Energieversorgung.

Was soll kommen?

1. Aufhebung der Anlagenverklammerung
Bisher kam es bei der Bestimmung der Größe bzw. Leistung einer Stromerzeugungsanlage zur sog. Anlagenverklammerung, das heißt, dass Anlagen, sofern diese fernsteuerbar sind, zu einer Anlage zusammengefasst wurden. Da die Fernsteuerbarkeit von Stromerzeugungsanlagen aber mittlerweile Standard ist, kommt es dazu, dass auch örtlich unzusammenhängende Anlagen stromsteuerrechtlich zu einer Einheit zusammengefasst werden und daher die Leistungsgrenze für eine Stromsteuerbefreiung überschreiten. Diese Anlagenverklammerung wird nunmehr mit der Einführung eines stromsteuerlichen Anlagenbegriffs, der auf einer Bewertung der Verhältnisse vor Ort basiert, abgeschafft.

2. Erweiterung der Stromspeicherdefinition
Nach aktueller Rechtslage sieht das Gesetz nur für stationäre Batteriespeicher auf elektrochemischer Basis Vereinfachungen vor. Die neue Definition des Stromspeichers ist technologieoffen gestaltet und umfassend erweitert. Indem dieser erweiterte Kreis an Speichern in der Folge zu Teilen des Versorgungsnetzes erklärt wird, wird in der Mehrzahl der Fälle eine Doppelbelastung mit Stromsteuer vermieden, da die Steuer erst entsteht, wenn der rückumgewandelte Strom aus dem Speicher entnommen wird.  In dem Zusammenhang wird auch erstmals normiert, dass steuerfrei erzeugter und eingespeicherter Strom bei der anschließenden Rückumwandlung steuerfrei bleibt.

3. Vereinfachung bei KWK-Anlagen und Kundenanlagen
KWK-Anlagen mit einer elektrischen Nennleistung von weniger als einem Megawatt (MW), die hocheffizient sind, benötigen keine förmliche Erlaubnis für die Inanspruchnahme der Steuerbefreiung. Dies war bisher nur für Anlagen mit erneuerbaren Energieträgern der Fall. Für hocheffiziente KWK-Anlagen entfällt die Notwendigkeit, Monats- oder Jahresnutzungsgrade nachzuweisen. Stattdessen genügt ein einfacher Effizienznachweis, der durch Gutachten, Herstellernachweise oder Zulassungsbescheide des Bundesamtes für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle erbracht werden kann. Für Anlagen, die fossile Brennstoffe nutzen, gilt der Nachweis der Hocheffizienz als erbracht, sofern die direkten CO2-Emissionen aus der kombinierten Erzeugung weniger als 270 Gramm pro Kilowattstunde Energieertrag betragen.

Die Kundenanlage gem. Definition im EnWG wird in der jeweils geltenden Fassung auch im Stromsteuergesetz übernommen. Dabei wird in Zweifelsfällen für stromsteuerrechtliche Zwecke zunächst vermutet, dass eine Kundenanlage vorliegt. Dies erleichtert die Abgrenzung von Kundenanlagen gegenüber dem Netz der allgemeinen Versorgung und bietet mehr Rechtssicherheit für Betreiber und die Verwaltung. Für die dezentrale Stromerzeugung, insbesondere im Rahmen von Mieterstromprojekten und der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung, entfallen die Anzeige- und Meldepflichten für steuerfreie Strommengen bei KWK-Anlagen bis 1 MW Leistung.

Wer profitiert?

Von den neuen Regelungen profitieren sowohl die an den Konzepten beteiligten Akteure als auch die Verwaltung und durch das Vorantreiben der Energiewende am Ende wir alle. Klarere und erweiterte Begriffe bringen Rechtssicherheit und bieten innovativen Lösungsansätzen einen Anreiz. Durch die Reduzierung der Nachweispflichten wird ein Anreiz geschaffen, hocheffiziente und umweltfreundliche Technologien zu nutzen und die dezentrale Energieversorgung auszubauen.

Wie geht es weiter?

Das Gesetz zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht soll mit Wirkung zum 1. Januar 2025 in Kraft treten. Die Verbände und der Bundesrat haben zu dem Entwurf bereits Stellung genommen und sich nicht gegen diese Neuerungen ausgesprochen. Im nächsten Schritt erfolgt die Zuleitung zum und Beratung im Bundestag. Anhaltspunkte dafür, dass die Regelungen nicht kommen, bestehen nicht. Stay tuned! Wir halten Sie auf dem Laufenden.

Bei Fragen zu energierechtlichen Themen steht Ihnen ebenso unser Energy-Team zur Verfügung.

Teresa Werner
 

Worum geht es?

Nach aktueller Rechtslage gilt ein Ladesäulenbetreiber („Charge-Point-Operator“ oder „CPO“) gemäß § 1a Abs. 2 S. 1 Nr. 2 StromStV unter Rückgriff auf das Begriffsverständnis des § 3 Nr. 25 EnWG als Letztverbraucher im Sinne des § 5 Abs. 1 Satz 1 StromStG. Er stellt damit keinen Versorger aus stromsteuerlicher Sicht dar und ist somit auch nicht Schuldner der Stromsteuer. Was aber gilt, wenn der CPO einen sog. Elektromobilitätsanbieter („Electro-Mobility-Provider“ oder „EMP“) einschaltet, der den Nutzern von Elektrofahrzeugen das punktuelle Aufladen ermöglicht?

Was soll kommen?

Um diesen und weiteren Konstellationen Rechnung zu tragen, hat das BMF den Entwurf eines neuen § 5a StromStG-E vorgelegt, der die Rollen beim E-Charging vereinfachend regeln und die Inanspruchnahme der Stromsteuerbefreiungen ermöglichen soll. Gedacht hat das Ministerium dabei auch an das bidirektionale Laden, in die Ladesäule integrierte Batteriespeicher sowie mit der Ladesäule verbundene Energiegewinnungsanlagen.

Kern der Regelung ist, dass alle Leistungen von Strom an den Ladepunkt sowie alle Entnahmen am Ladepunkt grundsätzlich dem Betreiber des Ladepunkts zugerechnet werden. Es erfolgt damit eine Annäherung an die im Energiewirtschaftsrecht geltende Letztverbraucherfiktion, wonach der Strombezug des Ladepunktes dem Letztverbrauch gleichgestellt wird.

Darüber hinaus soll eine einheitliche Betrachtung stattfinden, wenn ein Betreiber eines Ladepunkts sich zusätzlich eines integrierten Batteriespeichers bedient. Dies betrifft insbesondere jene Fälle, in denen zum Beispiel Strom aus Photovoltaikanlagen aber auch aus dem Netz im Stromspeicher zwischengespeichert und erst später über den Ladepunkt ins Elektrofahrzeug geladen wird.

Der Letztverbraucherfiktion folgend spricht die neue Vorschrift die Steuerschuldnerschaft dem Versorger des Ladesäulenbetreibers zu, sofern der Ladesäulenbetreiber nicht ohnehin in Personalunion Versorger ist oder als Eigenerzeuger agiert.

In der Regel dürfte somit Versorger und Steuerschuldner die Person sein, mit der der Betreiber der Ladesäule einen Vertrag zur Strombelieferung geschlossen hat. Etwaige Leistungsbeziehungen innerhalb der Ladesäule, z.B. vom Ladesäulenbetreiber an einen EMP, einen Roaminganbieter oder sonstige Beteiligte spielen damit für die Bestimmung des zutreffenden Steuerschuldners keine Rolle mehr und sind für die stromsteuerrechtliche Beurteilung unerheblich, da die entscheidende Entnahme des Stroms aus dem Versorgungsnetz durch den Betreiber der Ladesäule fingiert wird. Reine Ladepunktbetreiber werden nach § 5a Absatz 1 Satz 6, auch wenn sie tatsächlich Strom leisten, mithin nicht mehr Versorger, sofern sie dies nicht bereits aus anderen Gründen sind (z.B. klassisches Stadtwerk, welches Ladepunkte betreibt).

Neben der Vereinfachung der Versorgerproblematik, bedient sich der Entwurf der Vorschrift der Entnahmefiktion auch für die Inanspruchnahme der Steuerbefreiungen. Im Übrigen einschlägige Steuerbefreiungen sollen nicht allein aufgrund komplexer Geschäfts- oder Beteiligungskonstrukte am Ladepunkt entfallen. Insoweit kann bspw. an Dritte abgegebener begünstigt erzeugter Strom als steuerbefreiter Selbstverbrauch gewertet werden.

Wer profitiert?

Von einer klareren Rollenverteilung profitieren letztendlich alle am Ladevorgang beteiligten Akteure gleichermaßen. Die Steuerschuldnerschaft kann – sollte der Entwurf Gesetz werden – nun eindeutiger zugeordnet werden. Dies verhindert böse Überraschungen und daraus folgende Konflikte, die gerade in Mehrpersonenkonstellationen nicht selten den Projekterfolg im Ganzen gefährden.

Wie geht es weiter?

Die Vereinfachung aus § 5a StromStG-E soll mit Wirkung zum 1. Januar 2025 in Kraft treten. Die Verbände haben zu dem Entwurf bereits Stellung genommen. Wann dieser in den Bundestag eingebracht wird, ist nicht bekannt. Anhaltspunkte dafür, dass die Regelung nicht kommt, bestehen nicht. Stay tuned! Wir halten Sie auf dem Laufenden.

Bei Fragen zu energierechtlichen Themen steht Ihnen ebenso unser Energy-Team zur Verfügung.

Teresa Werner

Die besten Juristinnen und Juristen für Deutschland sind im neuen Ranking des US-Fachverlags Best Lawyers in Zusammenarbeit mit dem „Handelsblatt“ veröffentlicht worden. Die Ergebnisse für „The Best Laywers in Germany (2025 Edition)“ beruhen traditionell auf Empfehlungen von Wettbewerbern und untermauern damit die hohe Reputation der gelisteten Experten. Basis der Recherche ist stets eine umfassende Peer-to-Peer-Umfrage. Ausschließlich Anwältinnen und Anwälte werden nach der Reputation ihrer Wettbewerber befragt.

Die Befragten sollen für den hypothetischen Fall, selbst ein Mandat - aus Zeitgründen oder wegen einer Interessenkollision - nicht übernehmen zu können, Empfehlungen für Kollegen außerhalb der eigenen Kanzlei aussprechen. Die Best Lawyers Aufstellung ist somit eine umfassende Übersicht der angesehensten Juristen, die die Auszeichnung aufgrund ihres besonderen Renommees im Markt erhalten.

Von ADVANT Beiten werden 76 Juristinnen und Juristen in mindestens einem Rechtsgebiet empfohlen, dabei sind alle sechs deutschen Standorte der Kanzlei vertreten.

Oliver Korte (Hamburg) erhält den „Lawyer of the Year Award 2025“ für das beste Feedback auf dem Fachgebiet Trade Law für den deutschen Markt. Jedes Jahr wird lediglich ein Anwalt/eine Anwältin als "Lawyer of the Year" pro Rechtsgebiet und Region ausgezeichnet.

Alexander Braun, Christian Burmeister, Moritz Jenne, Tassilo Klesen, Markus Schönherr und Max Stanko sind als „Ones to watch“ gelistet, eine Auszeichnung herausragender juristischer Talente für bestimmte Rechtsgebiete.

Die vollständige Liste aller von ADVANT Beiten empfohlenen Anwältinnen und Anwälte können Sie hier einsehen.

Sachverhalt

Die Klägerin nahm im Januar 2020 eine KWK-Anlage mit dem Baujahr 2015 in Betrieb und beantragte im selben Monat beim Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle ("BAFA") deren Zulassung für die Gewährung des KWK-Zuschlags. Zu diesem Zweck reichte sie alle notwendigen Unterlagen ein, einschließlich des Konformitäts- sowie des Hocheffizienznachweises. Das BAFA verweigerte jedoch mit einem Ablehnungsbescheid die Zulassung der KWK-Anlage als neue Anlage nach § 6 Abs. 1 i.V.m. § 5 Abs. 1 Nr. 1 Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz 2016 ("KWKG 2016"). Die Klägerin legte gegen den Ablehnungsbescheid Widerspruch ein, der mittels Widerspruchsbescheid vom BAFA zurückgewiesen wurde. Die Klägerin erhob daraufhin eine Verpflichtungsklage beim Verwaltungsgericht Frankfurt am Main auf Zulassung der KWK-Anlage.

Die Entscheidung des Gerichts

Das Verwaltungsgericht Frankfurt am Main gab der Klage statt. Die Klägerin habe einen gebundenen Anspruch auf Zulassung der KWK-Anlage. Entgegen der Ansicht des Beklagten handele es sich auch bei einer circa fünf Jahre alten, noch nie verwendungsgemäß genutzten KWK-Anlage um eine "fabrikneue". Dies folge unmittelbar aus dem Wortlaut, der Gesetzgebungshistorie, der Gesetzessystematik sowie dem Sinn und Zweck der Vorschrift.

So folge aus der Wortzusammensetzung "fabrikneu" einzig, dass eine Sache seit ihrer Fabrikation noch nicht gemäß ihrem Herstellungszweck verwendet worden sei. Insofern gehe der Wortlaut noch über den Begriff "neu" hinaus, da fabrikneu keine erstmalige Verwendung an einem anderen, neuen Ort oder nach einer Modernisierung zulasse.

Kein anderes Ergebnis folge aus der Gesetzgebungshistorie. Die entsprechende Vorschrift des KWKG 2002, die ursprünglich eine Möglichkeit zur Verwendung gebrauchter (Anlagen-)Teile vorsah, sei im Rahmen des Gesetzgebungsverfahrens so geändert worden, dass nunmehr zwischen "fabrikneuen" und "erneuerten" Anlagen im Sinne des § 2 Nr. 18 KWKG 2016 unterschieden werden sollte. Diese Unterscheidung zeige, dass nicht die Standdauer, sondern die Eigenschaft der KWK-Anlage als "gebraucht" entscheidend für die Fabrikneuheit sei.

Ebenfalls ließen die Systematik und Sinn und Zweck des Gesetzes keinen Raum für die Behauptung der Klägerin, dass eine fabrikneue KWK-Anlage dem Stand der Technik entsprechen müsse. Die gesetzlich intendierte Effizienzsteigerung sei auch ohne eine Kopplung an den Stand der Technik gewährleistet. Dieses Kriterium sei lediglich für "modernisierte" oder "nachgerüstete" KWK-Anlagen vorgesehen, und solle eine Untergrenze für Investitionen zur (erneuten) Zuschlagsberechtigung sicherstellen. Auch sei nicht nachvollziehbar, warum die streitgegenständliche KWK-Anlage nicht dem Stand der Technik entspreche; die Klägerin habe den Nachweis erbracht, dass KWK-Anlagen desselben Herstellers und Typs von 2015 und 2020 denselben Gesamtwirkungsgrad aufwiesen. Wenn der Gesetzgeber eine Kopplung des Begriffs der Fabrikneuheit an den Stand der Technik gewollt hätte, hätte er dies regeln müssen.

Bedeutung des Urteils für die Praxis

Dem Ergebnis sowie der Argumentation des Verwaltungsgerichts Frankfurt am Main sind vollumfänglich zuzustimmen. 
Für Versorger und Eigenbetreiber von KWK-Anlagen bedeutet das Urteil eine lang ersehnte Klarstellung über den Begriff der Fabrikneuheit. Die bisherige Praxis des BAFA, Förderungsanträge pauschal aufgrund von Standdauern von einigen Jahren abzulehnen, hatte bislang zu einer verminderten Planbarkeit und verlorenen Investitionen geführt.

Das Urteil bietet eine Erleichterung für Projektierer für bereits erworbene KWK-Anlagen, da diese nun mit größerer Sicherheit den wirtschaftlichen Einsatz ihrer bereits erworbenen KWK-Anlagen planen können. Etwaig zurückgehaltene Förderanträge können gestellt und Wirtschaftlichkeitsberechnungen auf neuer Grundlage vorgenommen werden. Das BAFA ist als Bundesbehörde gehalten, dem Urteil des Verwaltungsgerichts Frankfurt am Main Folge zu leisten, da dieses am 11. Juni 2024 rechtskräftig geworden ist.

Dr. Malaika Ahlers
Anton Buro

Den Eigentümern von Mehrfamilienhäusern stehen diverse Möglichkeiten zur gewinnbringenden Nutzung von erzeugtem Strom aus Aufdach-Photovoltaikanlagen mit 100 kWp (PV-Strom und PV-Anlagen) zur Verfügung. Wir stellen überblicksartig einzelne Geschäftsmodelle sowie deren Vor- und Nachteile kurz vor.

Hintergrund

Europa soll der erste klimaneutrale Kontinent werden. Die neue EU-Gebäuderichtlinie (Richtlinie über die Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden, EPDB, s. auch Blogbeitrag zu EU-Gebäudeeffizienzrichtlinie, abrufbar unter www.advant-beiten.com/de/blogs/eu-gebaeudeeffizienzrichtlinie-angenommen-aenderungen-des-geg-zu-erwarten) führt in Art. 9a EPDB eine grundsätzliche "Solarpflicht" für Gebäudedächer ein. Zunächst müssen alle Neubauten so konzipiert sein, dass sie sich für die Installation von PV-Anlagen eignen. Zudem sollen auf Gebäuden der öffentlichen Hand ab 2027 schrittweise PV-Anlagen installiert werden, soweit das technisch, wirtschaftlich und funktionell machbar ist. Aber Deutschland verfolgt auch ohne Europa ambitionierte Klimaschutzziele, insoweit gewinnen die Ausbauziele für Solarenergie zunehmend an Bedeutung (vgl. auch die Neuregelungen im Solarpaket I, vgl. Blogbeiträge zum Solarpaket I, abrufbar unter www.advant-beiten.com/de/blogs/solarpaket-i-starker-rueckenwind-fuer-die-dezentrale-gebaeudeversorgung und www.advant-beiten.com/de/blogs/solarpaket-i-weitere-verbesserungen-fuer-solaranlagen). In diesem Zuge wird in den jeweiligen Landesbauordnungen der Länder zunehmend die Verpflichtung zur Installation und zum Betrieb von Photovoltaikanlagen auf geeigneten Dachflächen eingeführt. Auch wenn aktuell meist nur Neubauten von Nichtwohngebäuden von dieser Solarpflicht betroffen sind, ist aufgrund der weitreichenden Vorgaben in der EPDB davon auszugehen, dass die Solarpflicht in näherer Zukunft auch auf den Neubau und die Dachsanierung von Wohngebäuden ausgeweitet wird. Beispielsweise sieht die EPDB vor, dass die Mitgliedstaaten dazu verpflichtet sind, bis 31.12.2032 PV-Anlagen auf Gebäuden zu errichten, die einer größeren Renovierung unterzo-gen werden. Gleichzeitig wächst aber auch von Seiten der Mieter, insbesondere aufgrund der Energiekrise der letzten zwei Jahre, das Interesse an einer zuverlässigen, dezentralen und nachhaltigen Stromversorgung. Aus Sicht der Eigentümer von Mehrfamilienhäusern eröffnen sich verschiedene Chancen zur Nutzung ihres lokal erzeugten Photovoltaikstroms.

Nutzungsmöglichkeiten von PV-Strom

Zu den verschiedenen Nutzungsmöglichkeiten zählen die Einspeisung ins Netz der allgemeinen Versorgung (hierzu unter 2.1), die Nutzung als Mieterstrom (hierzu unter 2.2), die Nutzung zur gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung (hierzu unter 2.3), oder zur Deckung des Verbrauchs der Liegenschaft, sog. Eigenversorgung (hierzu unter 2.4). Die Ausführungen beziehen sich nur auf PV-Anlangen, die sich noch in der Förderung befinden. Der Förderungszeitraum beträgt 20 Jahre zuzüglich des Inbetriebnahmejahres der Anlage gem. § 25 Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Zudem sieht § 49 EEG eine lineare Reduzierung der Vergütungshöhe um 1 Prozent alle 6 Monate seit dem 1. Februar 2024 im Bereich der Einspeisung in das Netz der allgemeinen Versorgung und im Mieterstrommodell vor. Ein Wechsel zwischen den verschiedenen Veräußerungsformen ist jeweils zum ersten Kalendertages eines Monats möglich gem. § 21b Abs. 1 S. 2 EEG.

Einspeisung in das Netz der allgemeinen Versorgung

Bei der Einspeisung ins Netz der allgemeinen Versorgung ist grundsätzlich zwischen der sog. festen Einspeisevergütung und der (sonstigen) Direktvermarktung zu unterscheiden.

Bei ersterer erwirbt der Betreiber der PV-Anlage, also diejenige Person die – unabhängig vom Eigentum – die Anlage zur Stromerzeugung nutzt (im Folgenden Anlagenbetreiber), mit einer installierten Leistung von bis zu 100 kWp, einen Anspruch gegen den Netzbetreiber auf Zahlung der Einspeisevergütung gem. §§ 19 Abs. 1 Nr. 2, 21 Abs. 1 Nr. 1, Nr. 2, Nr. 3 oder Nr. 4 EEG. Der Eigentümer eines Mehrfamilienhauses könnte die PV-Anlage selbst erwerben oder für den Betrieb pachten.

Der Anlagenbetreiber muss dem lokalen Netzbetreiber den gesamten Strom der PV-Anlage zur Verfügung stellen, der nicht in unmittelbarer räumlicher Nähe zur Anlage verbraucht und nicht durch ein Netz geleitet wird. Eine gleichzeitige Teilnahme am Regelenergiemarkt ist ebenfalls ausgeschlossen. Möglich ist jedoch, dass der Anlagenbetreiber einen Teil des Stroms selbst verbraucht (s. hierzu 2.4), also nur einen etwaigen Überschuss ins Netz einspeist. In diesem Fall erhält er jedoch nicht die um bis zu 50 % erhöhte Förderung für die sog. Volleinspeisung gem. § 48 Abs. 2a EEG.

Grundsätzlich zeichnet sich die feste Einspeisevergütung dadurch aus, dass sie einfach in der Umsetzung und gut kalkulierbar ist. Bei der Frage, ob eine Voll- oder ein Teileinspeisung finanziell vorteilhaft ist, kommt es auf eine Einzelfallbetrachtung bzw. -berechnung an.

Zudem besteht regelmäßig die Option der Direktvermarktung. Hierbei ist nicht der Netzbetreiber, sondern ein Direktvermarkter der Abnehmer. Die Vergütung richtet sich dann nach einen mit dem Direktvermarkter ausgehandelten Preis. Zudem erhält der Anlagenbetreiber eine Marktprämie nach §§ 19 Abs. 1 Nr. 1, 22 EEG. Die Höhe der Marktprämie richtet sich nach der Größe der Anlage und den Zeitpunkt der Inbetriebnahme. Durch die Marktprämie wird zumindest bei Kleinanlagen bis 100 kWp eine Schlechterstellung gegenüber der festen Einspeisevergütung vermieden. Die Direktvermarktung ist üblicherweise aufgrund der höheren technischen Anforderungen an die PV-Anlage gem. § 10b EEG und der regelmäßig mit dem Direktvermarkter vereinbarten Vermarktungspauschale erst bei Anlagen mit einer höheren Leistung lohnend.

Mieterstrom

Neben dem Anlagenbetreiber können auch die Mieter – soweit der Anlagenbetreiber einen günstigeren als den am Markt verfügbaren Stromtarif anbieten kann - von einer PV-Anlage profitieren und gleichzeitig an der Energiewende teilhaben. Hierzu bietet sich der Anspruch des Anlagenbetreibers gegen den Netzbetreiber auf Zahlung des Mieterstromzuschlags, §§ 19 Abs. 1 Nr. 3, 21 Abs. 3 EEG, an. Der Anspruch auf Mieterstromzuschlag besteht für PV-Anlagen, die auf, an oder in einem Gebäude oder einer Nebenlage des Gebäudes installiert sind und der Stromlieferung durch den Anlagenbetreiber oder einem Dritten an den Letztverbraucher dient. Es ist jedoch erforderlich, dass die PV-Anlage sich in demselben Gebäude, Nebengebäude oder Quartier befindet und der Strom ohne Durchleitung durch ein Netz geliefert wird. Eine wesentliche Neuerung des Solarpaketes I ist, das Mieterstrommodell nicht mehr nur auf Wohngebäude zu limitieren. Vielmehr kann das Mieterstrommodell nun auch auf Gebäude und Quartiere mit gewerblichem Bezug angewendet werden. Einschränkungen bestehen hier, soweit verbundene Unternehmen gleichzeitig als Stromlieferant und Stromverbraucher agieren. Zudem wurde die Möglichkeit geschaffen, Mieterstromverträge mit einer Laufzeit von zwei Jahren zu vereinbaren.

Wenn das Mieterstrommodell gewählt wird, ist zudem ein Vermarktungsmodell für die Überschusseinspeisung in das Netz der allgemeinen Versorgung zu wählen, § 21b Abs. 1 S. 3 EEG.

Das Mieterstrommodell kann durch den Anlagenbetreiber in verschiedenen Modellen aufgesetzt werden.

Einerseits kann der Anlagenbetreiber direkt einem Mieterstromvertrag im Sinne des § 42a Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) mit dem Mieter schließen. Hierbei ist jedoch zu beachten, dass der Anlagenbetreiber in Zeiten nicht ausreichender Stromproduktion durch die PV-Anlage selbst Strom für die Belieferung seines Mieters einkaufen muss. Der Anlagenbetreiber muss die umfassende Versorgung des Letztverbrauchers sicherstellen, sog. Vollversorgung. Für den zugekauften Stromanteil besteht eine Kennzeichnungspflicht hinsichtlich der verwendeten Energieträger (42a Abs. 5, S. 1, 42 Abs. 3a EnWG) und für den Mieterstromanteil besteht eine Kennzeichnungspflicht als EEG geförderter Strom (42a Abs. 5, S. 3 EnWG). Der Reststrombezug ist aufgrund der Netznutzungsentgelte deutlich teurer als rein dezentral erzeugter Strom; dabei schreibt der Gesetzgeber eine Preisobergrenze vor, wonach der Gesamtstrom 90 Prozent des in dem jeweiligen Netzgebiet geltenden Grundversorgungstarif nicht überschreiten darf.

Ein weiteres Modell stellt das Lieferkettenmodell dar. Hier wird der Strom aus der PV-Anlage durch den Anlagenbetreiber an einen Dritten verkauft. Der Dritte übernimmt dann die Vollversorgung des Letztverbrauchers im Sinne des § 42a Abs. 2, S. 6 EnWG. Dieses Modell birgt jedoch die Unsicherheit, dass die Stromsteuerbefreiung möglicherweise nicht beansprucht werden könnte und ein weitere Stromliefervertrag (onsite-PPA) ist zwischen dem Anlagenbetreiber und dem Dritten erforderlich.

Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung

Im Mai 2024 wurde mit dem Solarpaket I die sog. gemeinschaftliche Gebäudeversorgung in § 42b EnWG eingeführt. Deren zentrale Neuerung ist, dass der Anlagenbetreiber bei dem Vorliegen der Voraussetzungen einer gemeinschaftlichen Gebäudeversicherung einen Gebäudestromnutzungsvertrag mit den Letztverbrauchern schließen kann. Der Gebäudestromnutzungsvertrag sieht gegenüber einem herkömmlichen Stromliefervertrag hinsichtlich des Vertragsinhalts und der Kennzeichnungspflicht einige Erleichterungen vor gem. § 42b Abs. 4 EnWG. Zudem besteht keine Vollversorgungspflicht des Letztverbrauchers durch den Anlagenbetreiber. Der Letztverbraucher kann vielmehr einen ergänzenden Stromliefervertrag mit einem Versorger seiner Wahl schließen.

Ein Letztverbraucher kann den PV-Strom nutzen, wenn die Nutzung ohne Durchleitung durch ein Netz unmittelbar in demselben Gebäude in, an oder auf dem die Erzeugungsanlage installiert ist erfolgt, die Strommengen viertelstündlich gemessen werden, und der Letztverbraucher einen Gebäudestromnutzungsvertrag abgeschlossen hat.

In dem Gebäudestromnutzungsvertrag wird insbesondere ein rechnerischer Aufteilungsschlüssel für die Nutzung des erzeugten PV-Stroms zwischen den Mietern oder, bei einer Wohnungseigentümergesellschaft den Eigentümern, sowie der Preis des Stroms festgelegt. Bei Vertragsbeginn wird der Letztverbraucher auch darüber informiert, dass der Anlagenbetreiber keine Verpflichtung zur Vollversorgung hat und der Letztverbraucher weiterhin einen Strombezugsvertrag mit dem Lieferanten seiner Wahl schließen kann, § 42b Abs. 3 EnWG.

Im Vergleich zum Mieterstrom-Modell liegt also kein Verkauf an die Mieter mehr vor, sondern der erzeugte Strom wird den Letztverbrauchern anteilig zugerechnet und von ihren regulären Strombezügen über das allgemeine Netz, das auch zur Deckung des Restbedarfs dient, abgezogen.

Verbrauch in der Liegenschaft

Ebenfalls kann der von der PV-Anlage erzeugte Strom auch vor Ort durch den Anlagenbetreiber bzw. den Vermieter im Rahmen eines sog. Eigenversorgungsmodells genutzt werden. Ein solcher Fall ist beispielsweise der sog. Allgemein- oder Hausstrom, also der Strom, der von den Bewohnern in gemeinsam genutzten bzw. allgemein zugänglichen Einrichtungen einer Immobilie verbraucht wird. Hierunter fallen insbesondere die Außenbeleuchtung sowie die Beleuchtung von Treppenhäusern und Tiefgaragen, der Betrieb von Aufzügen, und Tür-sprech- bzw. Klingelanlagen. Zwar ist der Begriff des Allgemein- oder Hausstroms nicht gesetzlich definiert, jedoch wird der Begriff zunehmend zur Beschreibung von Kostenpositionen im Rahmen der Betriebskostenabrechnung nach der Betriebskostenverordnung verwendet.

Darüber hinaus kann der in einer PV-Anlage erzeugte Strom auch für die Wärmeversorgung einer Liegenschaft mittels einer Wärmepumpe genutzt werden. Diese Nutzung als Betriebsstrom gewinnt nicht nur mittelbar zur Erreichung der Klimaschutzziele, sondern auch unmittelbar durch das als "Heizungsgesetz" bekannte Gebäudeenergiegesetz (GEG) an Bedeutung. Denn grundsätzlich müssen neue Heizungsanlagen gem. § 71 Abs. 1 GEG 65 Prozent der bereitgestellten Wärme (65-Prozent-EE-Vorgabe) durch den Einsatz erneuerbarer Energien erzeugen. Bei dem Einbau einer elektrischen oder hybriden Wärmepumpe kann ggf. nach Erfüllung weiterer Anforderungen eine gesetzliche Vermutung der gesetzlichen Zielsetzung greifen.

Sofern der eigene PV-Strom für zentrale Wärmeerzeugung durch eine Wärmepumpe genutzt wird, ist die Gesetzeslage derzeit unklar, ob einer Vergütung des Eigenstromes zum Betrieb einer Wärmepumpe über die Betriebskostenabrechnung möglich ist. Wenn der Gesetzgeber hier Klarheit schafft, könnte für einen Vermieter, der gleichzeitig auch Anlagenbetreiber wäre, ein weiterer wirtschaftlicher Anreiz zu Errichtung einer PV-Anlage geschaffen werden. Gleichwohl wäre zu bedenken, dass hier keine preisbildenden Marktmechanismen mehr greifen würden. Wenn der politische Wille vorhanden ist, erneuerbare Energien zu fördern, liegt einerseits nahe, dass der Vermieter durch die oben beschriebene Eigennutzung über die Betriebskostenabrechnung besser zu stellen wäre, als wenn er die allgemeine Einspeisevergütung erhalten hätte. Aus dem Gedanken des Mieterschutzes dürfte der Vermieter jedoch andererseits keine höheren Kosten über die Betriebskostenabrechnung erhalten als er marktüblich hätte aufbringen müssen. Hier ist auf das Solarpaket II zu hoffen, welches dieses Thema ebenfalls aufgreifen soll, nun aber wie das Solarpaket I in zähen Verhandlungen steckt und unklar ist, ob es überhaupt wie angekündigt kommen wird.

Zukünftige Änderungen

Mit Ausblick auf das – noch nicht terminierte – Solarpaket II soll die Nutzung von Dachflächen für die Installation und den Betrieb von PV-Anlagen noch attraktiver gestaltet werden. So sollen insbesondere bauliche und technische Anforderungen an PV-Anlagen weiter optimiert, d.h. im Sinne der wirtschaftlichen Nutzbarkeit angepasst, werden. Hier steht eine Absenkung der erforderlichen Abstandsvorgaben sowie eine Nutzung von größeren Modulen von über zwei Quadratmetern zur Effizienzsteigerung zur Debatte. Hinzukommend sollen die technischen Anschlussbedingungen (TAB) weiter vereinheitlicht werden, was einen schnelleren und transparenteren Anschluss aufgrund der Entbürokratisierung mit sich ziehen würde.

Zudem steht noch die Umsetzung der EU-Richtlinie Richtlinie 2018/2001/EU aus, die es Bürgerenergiegesellschaften nicht nur erlauben würde gemeinsam Erneuerbare-Energien-Anlagen zu betreiben, sondern die dort erzeugte Energie im Wege des "energy sharing" auch selbst zu nutzen.

Fazit

Über die letzten Jahre hinweg hat sich die PV-Stromversorgung zu einem Thema von zentraler Bedeutung für alle privaten und öffentlichen Akteure herauskristallisiert. Die vermehrte Nutzung von Dachflächen für Photovoltaik-Anlangen liegt hierbei im Interesse aller Beteiligten, da Vermietern bzw. Anlagenbetreibern eine weitere Möglichkeit zur Kapitalisierung ihrer Immobilien eröffnet wird, während Mieter, sowohl private als auch gewerbliche, von einer unabhängigen und vergünstigten Stromversorgung profitieren können. Der Gesetzgeber hat, zum Beispiel mit der Einführung der Solarpflicht, aber auch mit der Einführung neuer Absatzmodelle und insbesondere die Erweiterung auf Gewerbeimmobilien, bereits wichtige Impulse für die dezentrale Stromversorgung im Gebäudebereich insgesamt gesetzt. Nichtsdestotrotz fehlt es teilweise, so in Bezug auf die Umlagefähigkeit von Allgemein- bzw. Betriebsstrom in der Betriebskostenabrechnung sowie dem "energy sharing", noch an einer verbindlichen Regelung durch den Gesetzgeber. Nach dem Solarpaket I ist vor dem Solarpaket II.

Dr. Malaika Ahlers
Florian Böhm

Dieser Blogbeitrag erscheint ebenso im Haufe Wirtschaftsrechtsnewsletter.

Pflichten und Adressaten des WPG

Mit dem WPG wird den Bundesländern die Aufgabe der Durchführung einer Wärmeplanung für ihr Hoheitsgebiet verpflichtend auferlegt. Die Bundesländer können diese Pflicht auf Rechtsträger ihres Hoheitsgebiets beziehungsweise auf eine zuständige Verwaltungseinheit übertragen. Der Bund gibt mit dem WPG den Rahmen vor, der möglichst viel Flexibilität und Gestaltungsfreiheit bei der Durchführung der Wärmeplanung sowie der Erstellung von Wärmeplänen belässt. Denn es geht darum, auf lokaler Ebene realistische und wirtschaftliche Transformationspfade zur treibhausgasneutralen Wärmeversorgung zu entwickeln und anschließend mit den Akteuren vor Ort umzusetzen. Insoweit haben die Pflichten des WPG zwei verschiedene Adressaten: zum einen richtet sich Teil 2 (§§ 4 bis 28 WPG) unmittelbar an die Länder und deren "planungsverantwortliche Stellen" und zum anderen richtet sich Teil 3 (§§ 29 bis 32 WPG) an die Betreiber von Wärmenetzen.

Wesentliche Inhalte und Stichtage des WPG

Für das Gebiet aller Bundesländer sind gem. § 4 Abs. 1 WPG Wärmepläne anhand des WPG zu erstellen. Die Durchführung der Wärmeplanung nach dem WPG umfasst den Beschluss oder die Entscheidung der planungsverantwortlichen Stellen über die Durchführung der Wärmeplanung, die Eignungsprüfung, die Bestandsanalyse, die Potentialanalyse, die Entwicklung und Beschreibung eines Zielszenarios, die Einteilung des beplanten Gebietes in voraussichtliche Wärmeversorgungsgebiete sowie die Darstellung der Versorgungsarten und die Entwicklung einer Umsetzungsstrategie mit konkreten Umsetzungsmaßnahmen. Die planungsverantwortliche Stelle fasst die wesentlichen Ergebnisse der Wärmeplanung im Wärmeplan zusammen (Anlage 2 des WPG beschreibt die Darstellungen im Wärmeplan). Der Wärmeplan ist für Gemeinden, in denen zum Stichtag des 1. Januar 2024 mehr als 100.000 Einwohner gemeldet sind, bis zum Ablauf des 30. Juni 2026, für Gemeinden, in denen unter 100.000 Einwohner gemeldet sind, bis zum 30. Juni 2028 zu erstellen. Sofern bestehende Gemeindegebiete zum Stichtag unter 10.000 Einwohnern haben, können sie sich gem. § 4 Abs. 3 WPG im Rahmen des sog. "Konvoi-Verfahren" zur gemeinsamen Wärmeplanung zusammenschließen. Gute Nachrichten gibt es für die Länder, die bereits vor dem Inkrafttreten des Gesetzes oder spätestens bis zum Ablauf der Fristen aus § 4 Abs. 2 WPG Wärmepläne aufgestellt haben: diese werden gem. § 5 Abs. 1 WPG anerkannt und bleiben wirksam. Auch für den Fall, dass für ein Gebiet zum 1. Januar 2024 keine landesrechtliche Regelung besteht, aber ein Beschluss zur Erstellung eines Wärmeplans, der im Wesentlichen mit den Anforderungen des WPG vergleichbar ist und bis zum 1. Juli 2026 erstellt und veröffentlicht wird, vorliegt, bleibt dieser gem. § 5 Abs. 2 WPG wirksam. Grundsätzlich soll der Anteil von Wärme aus erneuerbaren Energien, aus unvermeidbarer Abwärme oder einer Kombination hieraus an der jährlichen Nettowärmeerzeugung in Wärmenetzen im bundesweiten Mittel ab dem 1. Januar 2030 50 Prozent betragen. Zudem wird in § 29 Abs. 1 WPG festgeschrieben, dass die jährliche Nettowärmeerzeugung in allen Wärmenetzen ab dem 1. Januar 2030 zu mindestens 30 Prozent, ab dem 1. Januar 2040 sogar zu mindestens 80 Prozent, aus erneuerbaren Energien, unvermeidbarer Abwärme oder einer Kombination daraus erfolgen muss. Bei den Anforderungen an neue Wärmenetze kommt das Gesetz den Betreibern im Vergleich mit dem Referentenentwurf entgegen: Die Vorgabe aus § 30 Abs. 1 WPG, dass mindestens 65 Prozent der Nettowärmeerzeugung auf erneuerbaren Energien, unvermeidbarer Abwärme oder einer Kombination daraus basieren, ist nunmehr erst zum 1. März 2025 – nicht bereits zum 1. Januar 2024 – zu erfüllen.

Die Querverbindung zum GEG

Durch die umstrittene Novelle des Gebäudeenergiegesetzes ("GEG") – allgemein besser bekannt als "Heizungsgesetz" – und der in § 71 GEG enthaltenen Verpflichtung für Gebäudeeigentümer, dass 65% der durch Heizungsanlagen bereitgestellten Wärme durch erneuerbare Energien oder unvermeidbare Abwärme erzeugt werden müssen (sog. 65%-EE-Vorgabe) erlangt das WPG als eine Art Gegenstück besondere Bedeutung. Allen voran gilt die 65%-EE-Vorgabe gem. § 71 Abs. 8 GEG erst ab dem Zeitpunkt, in dem die Frist zur Fertigstellung der kommunalen Wärmeplanung endet. Wird ein Gebiet jedoch noch vor Ablauf dieser Frist als Gebiet zum Neu- oder Ausbau von Wärmenetzen oder als Wasserstoffnetzausbaugebiet nach § 26 WPG ausgewiesen, so gilt die 65%-EE-Vorgabe bereits einen Monat nach der entsprechenden Bekanntgabe. Darüber hinaus existieren noch spezifische Vernetzungen durch Vorschriften wie § 71 Abs. 3 S. 1 Nr. 1 i.V.m. § 71b GEG, wonach die Vorgabe als erfüllt gilt, wenn ein Gebäudeeigentümer seinen Wärmebedarf durch Anschluss an ein Wärmenetz deckt. Insgesamt berührt die Wärmeplanung die Belange von Bürgern nicht unmittelbar, obwohl diese auch am Prozess der Wärmeplanung teilnehmen können (vgl. § 7 WPG), sondern bietet ihnen vielmehr eine Grundlage zur Planung von Investitionen in eine zukunftsfähige Energieversorgung.

Weitere Regelungen für Wärmenetze und Wärmenetzbetreiber

Weiterhin ist der Wärmenetzbetreiber, sofern das Wärmenetz nicht bereits zum Zeitpunkt des Inkrafttretens des WPG vollständig mit Wärme aus erneuerbaren Energien oder unvermeidbarer Abwärme gespeist wird, gem. § 32 Abs. 1 S. 1 WPG verpflichtet, bis zum 31. Dezember 2026 einen sog. Dekarbonisierungsfahrplan vorzulegen. Auf diese Weise soll transparent und nachvollziehbar dargestellt werden, dass sowohl die Weiterentwicklung von bestehenden aber auch der Bau von neuen Wärmenetzen im Einklang mit den gesetzlichen Zielen und Vorgaben stehen. Die Anforderungen an diese Pläne werden in Anlage 3 des WPG detailliert dargelegt. Grundsätzlich enthalten die Pläne fünf aufeinander aufbauende Abschnitte: eine Darstellung des Ist-Zustands des bestehenden Wärmenetzes (oder des neuen Wärmenetzes) einschließlich der Umgebung, die Darstellung zukünftiger Potenziale für die Nutzung erneuerbarer Energie oder unvermeidbarer Abwärme, Entwicklungspfade bis zum Dekarbonisierungsziel im Jahr 2045, den geplanten Ausbau des Wärmenetzes sowie die hierzu erforderlichen Einzelmaßnahmen. Ebenfalls ist der Wärmenetzbetreiber – vergleichbar mit der entsprechenden Pflicht der planungsverantwortlichen Stellen bei der Fortschreibung des Wärmeplans gem. § 25 Abs. 1 WPG – auch gem. § 32 Abs. 1 S. 5 WPG dazu verpflichtet, den von ihm erstellten Plan spätestens alle fünf Jahre zu überprüfen.

Eine weitere Abweichung vom Referentenentwurf findet sich in Bezug auf den zur Wärmeerzeugung zulässigen Anteil eingesetzter Biomasse. Ursprünglich war dieser ab dem 1. Januar 2024 in Wärmenetzen mit einer Länge von 20 Kilometern bis 50 Kilometer auf maximal 35 Prozent limitiert – diese Beschränkung fand jedoch keinen Eingang in die finale Gesetzesfassung. Die in § 31 Abs. 2 WPG vorgesehene Beschränkung des Einsatzes von Biomasse ab dem 1. Januar 2045 in Wärmenetzen dieser Länge auf maximal 25 Prozent ist ebenfalls entfallen. Wärmenetze ab einer Länge von 50 Kilometern bleiben allerdings weiterhin auf einen Biomasseanteil von 25 Prozent bzw. 15 Prozent ab den jeweiligen Stichtagen beschränkt.

Die Rolle der Kommunen, Kosten und Fördermittel

Zwar sind die Länder nach dem WPG unmittelbar verpflichtet, sicherzustellen, dass auf ihrem Hoheitsgebiet eine fristgerechte Wärmeplanung erfolgt. Das WPG sieht hierzu in § 7 eine Beteiligung aller Gemeinden, deren Gebiet von der konkreten Planung betroffen ist, sowie der aktuellen und zukünftigen Wärme- und Energieversorgungsnetzbetreiber vor, solange diese sich innerhalb des beplanten Gebiets befinden. Nicht zuletzt haben die planungsverantwortlichen Stellen auch die Möglichkeit, Großverbraucher und weitere angrenzende Netzbetreiber und Kommunen zu beteiligen.

Die Kosten der Wärmeplanung für die einzelnen Kommunen fallen sehr unterschiedlich aus, maßgeblich sind hier die verfügbaren Daten und etwaige bereits vorhandene Konzepte sowie der Umfang der Beauftragung von externen Dienstleistern. Beispielhaft rechnet das Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen mit Kosten von circa 124.000 Euro für eine Kommune mit 100.000 Einwohnern.

Zur Bewältigung dieser Kosten wird der Bund den Ländern bis 2028 Fördermittel in Höhe von 500 Millionen Euro zur Verfügung stellen, die aus einem erhöhten Anteil der Länder an der Umsatzsteuer stammen. Die hierzu notwendige Änderung des Finanzausgleichsgesetzes soll noch im Jahr 2024 verabschiedet werden.

Dr. Malaika Ahlers
Anton Buro

Flexibler Einsatz von Batteriespeichern

Mit der Einführung der Änderungsanträge der Koalition wurde eine Flexibilisierungsoption für den Einsatz von Stromspeichern im EEG aufgenommen:

Bisher wurde allein der Strom aus Erneuerbaren Energien (EE-Strom), der aus einem Batteriespeicher in das Netz eingespeist wurde, gefördert, wenn der Batteriespeicher ausschließlich und ganzjährig mit Strom aus EE-Strom geladen wurde. Das Solarpaket I sieht nunmehr im neuen § 19 Abs. 3a EEG vor, dass der EE-Strom auch dann gefördert werden kann, wenn der einspeisende Batteriespeicher nicht ganzjährig mit EE-Strom geladen wird. Der Betreiber des Stromspeichers kann unterjährig fünfmal den Betriebsmodus seines Speichers wechseln, wobei jeder Zeitabschnitt mindestens zwei Monate andauern muss. Für Zeiträume in denen ausschließlich EE-Strom eingespeichert wird, bleibt die Eigenschaft als EE-Anlage und somit der Anspruch auf EEG-Vergütung bestehen.

Ausschreibung von größeren Anlagen

Die maximale Gebotsmenge von Solaranlagen im ersten Segment ist von 20 auf 50 MWp angehoben worden. Diese begrüßenswerte Änderung erlaubt es Projektierern, Anlagen fördern zu lassen, die aufgrund von Skaleneffekten kosteneffizienter sind.
Opt-Out-Regelung für benachteiligte Gebiete

Die Stromerzeugung aus Solaranlagen wird u. a. dann gefördert, wenn sich die Anlagen auf einem sog. "benachteiligten Gebiet" befinden. Bislang hatten die Bundesländer die Möglichkeit, ihre benachteiligten Gebiete für die Erzeugung von EE-Strom zu öffnen, aber waren hierzu nicht verpflichtet (sog. "Opt-In-Regelung").

Diese Regelung ist nun in ein Opt-Out umgekehrt worden: Benachteiligte Flächen sind nun gesetzlich (und daher ohne Zustimmung der Bundesländer) als geöffnet zu bewerten. Mindestens ein Prozent der landwirtschaftlichen Flächen eines Bundeslandes müssen bis Ende des Jahres 2030 geöffnet werden. Danach steigt der Mindestanteil auf 1,5 Prozent. Werden diese Schwellenwerte überschritten, kann das Bundesland bestimmte benachteiligte Gebiete wieder für die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien schließen.

Überdies sind die benachteiligten Gebiete nunmehr auch für Freiflächenanlagen geöffnet, die nicht an Ausschreibungen teilnehmen. Damit können benachteiligte Flächen auch durch Projektierer kleiner Anlagen (Nennleistung unter 750 kWp) beansprucht werden.

Duldungspflicht für den Netz- und Leitungsausbau

Projektierer von Solaranlagen können mit Einführung des Solarpakets I von den Nutzungsberechtigten öffentlicher Grundstücke verlangen, dass diese die Errichtung von Leitungen dulden. Dies soll maßgeblich zur Beschleunigung von Erneuerbaren-Energien-Projekten und dem Netzausbau beitragen. Der ursprüngliche Gesetzesentwurf hatte noch vorgesehen, dass grundsätzlich alle (also auch private) Grundstückseigentümer dieser Duldungspflicht unterliegen sollten.

In ähnlicher Weise ist auch im neuen § 11b EEG ein Recht zur Überfahrt und Überschwenkung während der Errichtung und des Rückbaus von Windenergieanlagen auf Grundstücken in öffentlicher Hand vorgesehen.

Neues Ausschreibungsverfahren für besondere Anlagen

Besondere Anlagen (Agri-PV, Anlagen auf Parkplätzen etc.) waren bislang bei der Ausschreibung ihrer Leistung benachteiligt, da die Grundkosten dieser Projekte typischerweise höher ausfallen als Anlagen auf leicht bebaubaren Freiflächen. Um diesem Effekt entgegenzuwirken, wird es nach Inkrafttreten des Solarpakets I möglich sein, besondere Anlagen im ersten Segment gesondert auszuschreiben.

Da Projektierer von besonderen Anlagen nicht mehr mit konventionellen Freiflächenanlagen konkurrieren müssen, werden hier neue Flächenpotenziale für landwirtschaftliche Flächen, Parkplätze, sowie Grünland und Moorböden geöffnet.

Fazit

Das Solarpaket I enthält einige wichtige Änderungen, die zusammengenommen zur Beschleunigung des Photovoltaikausbaus führen werden.

Auch hier gilt: Nach dem Solarpaket I ist vor dem Solarpaket II. Es stehen noch einige Deregulierungen und Gesetzesanreize aus, um das vollständige, für das Erreichen der europäischen und nationalen Klimaziele erforderliche, Ausbaupotenzial zu erreichen.

Dr. Christof Aha
Dr. Malaika Ahlers
Anton Buro
Leopold Linden

Im Fokus des Gesetzes stehen (auch) Verbesserungen beim Mieterstrom, die Einführung der "gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung" als neues Modell für die Stromlieferung von Photovoltaikanlagen ("PV-Anlagen") im Gebäude sowie die "unentgeltliche Abnahme" als neue Vermarktungsform. Durch diese Änderungen ist der gesetzliche Grundstein zur flächendeckenden autonomen Stromversorgung durch Photovoltaik auf Mehrfamilienhausdächern und in Gewerbegebäuden gelegt. Daraus ergeben sich neue Chancen für dezentrale Liefermodelle für Energieversorgungsunternehmen, aber auch die originären Teilnehmer des Immobiliensektors. Vermieter können selbst oder durch die Vermietung der Dachfläche weiteres Wirtschaftspotential ihrer Immobilie erschließen.

Im Einzelnen:

Mieterstrom wird einfacher

Während die Mieterstromförderung (§ 21 Abs. 3 EEG und 42a EnWG) nach derzeitiger Rechtslage nur für Solaranlagen auf Wohngebäuden zulässig ist, soll dies zukünftig auch auf gewerblichen Gebäuden und Nebenanlagen (wie Garagen) möglich sein. Der Ort, an dem Mieterstrom verbraucht wird, ist nicht mehr auf Wohngebäude beschränkt.

Außerdem wurde durch das Solarpaket die maximale Laufzeit der Mieterstromverträge geändert: Sie wurde von einem auf zwei Jahre angepasst. Begrüßenswert ist ebenfalls, dass die Maximalvertragsdauer nunmehr nur dann gilt, sofern es sich beim Stromkunden um einen Verbraucher handelt.

Kehrseite dieser Deregulierung ist, dass Anlagenbetreiber und Letztverbraucher fortan nicht einem Unternehmensverbund angehören dürfen (Anlagenbetreiber müssen diesbezüglich eine Eigenerklärung abgeben). Hiermit sollen etwaige Förderungsmissbräuche verhindert werden.

Sowohl im Rahmen der gewerblichen als auch der Wohnraumvermietung wurde bislang häufig aufgrund der bestehenden regulatorischen Hürden auf die Inanspruchnahme des Mieterstromzuschlags verzichtet. Der geringe Förderbetrag rechtfertigte oft nicht die damit einhergehenden Verwaltungs- und Beratungskosten. Durch die genannten Liberalisierungen wird das Mietstrommodell nun insgesamt attraktiver.

Die neue Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung

Ein neues Liefermodell ist mit der "Gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung" (§ 42b Abs. 1 EnWG) eingeführt worden. Das Modell steht unabhängig neben dem Mieterstrommodell und soll aufgrund der Befreiung vieler Lieferantenpflichten eine bürokratiearme Lieferung von Solarstrom innerhalb eines Gebäudes ermöglichen. Insbesondere besteht für den Betreiber der Gebäudestromanlage (Solaranlage) keine Pflicht zur Reststromlieferung.

Allein aufgrund der viertelstündlichen Messung (Strombezugsmengen des Letztverbrauchers müssen viertelstündlich gemessen werden), der Bestimmung des Aufteilungsschlüssels und der Zuordnung der Mengen zu den einzelnen Kunden stellen sich aber durchaus komplexe Fragen der Umsetzung.

Mieterstrom oder Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung?

Die Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung (§ 42b EnWG) soll neben dem Mieterstrom (§ 42a EnWG) ein eigenständiges Modell für den erzeugungsnahen Verbrauch von Strom aus PV-Anlagen werden. Im Gegensatz zum Mieterstromlieferanten muss der Stromlieferant bei der Gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung keine Vollversorgung anbieten. Dadurch entfällt die Pflicht, einen Vertrag über den Bezug von Reststrom für die Mieter abzuschließen und über eine Mischkalkulation abzurechnen. Aufgrund dieser und der Befreiungen von einigen Lieferantenpflichten ist bei der Gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung – in Abgrenzung zum Mieterstrommodell – jedoch auch keine zusätzliche Förderung der gelieferten Strommengen vorgesehen. Die Einspeisung von Überschussstrom in das Netz wird dennoch wie gewohnt nach dem EEG vergütet, sofern nicht die unentgeltliche Abnahme gewählt wird.

Die Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung könnte sich daher als unkompliziertere Versorgungsalternative, insbesondere in Wohn- oder gemischt genutzten Gebäuden, etablieren.

Direktvermarktung und Unentgeltliche Abnahme

Die Direktvermarktung von Überschussstrom stellte bislang eine Hürde für viele Projektierer dar, die ihre Anlagen absichtlich unterdimensionierten, um die Pflicht zur Direktvermarktung zu umgehen. Diese Pflicht greift nunmehr erst bei Anlagen mit einer installierten Leistung ab 200 kWp.

Solaranlagen im Segment 100 – 200 kWp können nun der unentgeltlichen Abnahme als Vermarktungsform zugeordnet werden. Für den eingespeisten Strom erhalten die Anlagenbetreiber keine Vergütung, müssen ihn aber auch nicht direktvermarkten lassen. Es liegt auf der Hand, dass diese Vermarktungsform nur dann sinnvoll ist, wenn ein sehr hoher dezentraler Verbrauch des Solarstroms absehbar ist.

Fazit

Insbesondere Gewerbeimmobilien bieten mit ihren großen Dachflächen ein bislang kaum ausgeschöpftes Flächenpotential für PV-Anlagen. Mit dem Solarpaket I werden wichtige Verbesserungen für die dezentrale Stromversorgung im Gebäudebereich umgesetzt. Es sorgt für eine Entbürokratisierung, öffnet weitere Dachflächenpotentiale und ermöglicht mehr Teilhabe durch Erweiterung der Lieferungsoptionen von Projektierern.

Dieses Potenzial kann jedoch noch weiter ausgeschöpft werden: So stehen, auch nach Meinungen der Verbände aus der jüngsten Anhörung des Ausschusses für Klimaschutz und Energie am 22. April 2024, noch einige Weichenstellungen aus. Zu diesen gehört etwa ein Rechtsrahmen für das Energy-Sharing, die Bemessung der Direktvermarkungsgrenze nach eingespeister Strommenge und eine Konkretisierung der Voraussetzungen für das Gewerbesteuerprivileg.

Nach dem Solarpaket I das Solarpaket II!

Einen Beitrag zu weiteren Verbesserungen für Solaranlagen finden Sie hier.

Dr. Christof Aha
Dr. Malaika Ahlers
Anton Buro
Leopold Linden

Die weltweit agierende Knill Gruppe baut damit ihre Präsenz im Bereich Schranksysteme für die Energiewirtschaft im deutschen Markt weiter aus. Für ADVANT Beiten war dies unter der Federführung von Dr. Jack Schiffer die dritte Transaktion für die Knill Gruppe.

Die Knill Gruppe ist ein privat geführtes, global tätiges Familienunternehmen, das Produkte und Lösungen für die Energie-, Kommunikations- und Mobilitätsinfrastruktur anbietet. Zur Unternehmensgruppe gehören 29 Gesellschaften in 17 Ländern. Das Unternehmen ist in der 12. Generation im Familienbesitz, hat über 2300 Mitarbeitende und einen Gruppenumsatz in Höhe von rund EUR 450 Mio.

ELSTA-Mosdorfer ist mit mehr als 40 Jahren Erfahrung führender internationaler Anbieter von Kunststoff-Schranksystemen für Energie-, Telekommunikations-, Verkehrs- und Kontrollsysteme.

Die EBG group, eine mittelständische, familiengeführte Unternehmensgruppe, hat ihre Tätigkeitsschwerpunkte in der Elektro- und Kunststofftechnik. EBG electro ist Experte für die Stromverteilung im Außenbereich; EBG innolab, deren Kompetenz im Bereich der Elektrotechnik und Kunststoffverarbeitung liegt, ist das Innovationslabor der Unternehmensgruppe.

Berater Knill Gruppe/ELSTA-Mosdorfer GmbH:
 

ADVANT Beiten: Dr. Jack Schiffer (Federführung, Corporate/M&;A), Dr. André Depping, Dr. Daniel Walden (beide Konfliktlösung & Prozessführung), Christoph Heinrich (Kartellrecht & Beihilfenrecht), Christian Hess, Katharina Mayerbacher, Dr. David Moll (alle IP/IT/Medien), Simone Schmatz (Corporate/M&A), Insa Cornelia Müller-Trucksaess (Corporate/M&A, China Desk), Dr. Dirk Tuttlies, Petra Fendt, Peter Wimber (alle Banking, Finance & Restructuring), Dr. Mark Zimmer (Arbeitsrecht, alle München), Sascha Nowottny (Corporate/M&;A), Christian Schenk (Steuern, beide Düsseldorf), Frank Primozic (Banking, Finance & Restructuring, Frankfurt).

Pressekontakt
 

Frauke Reuther
 

Manager Kommunikation
 

ADVANT Beiten
 

+49 (69) 75 60 95 - 570
 

frauke.reuther@advant-beiten.com

Dr. Jack Schiffer
 

Rechtsanwalt
 

ADVANT Beiten
 

+49 (89) 35065 - 1310
 

jack.schiffer@advant-beiten.com

Der Ausbau erneuerbarer Energien, der durch entsprechende Beihilfeprogramme gefördert werden soll, spielt spätestens seit dem "Green Deal" der Europäischen Kommission eine herausragende Rolle. In der hier besprochenen Vorabentscheidung vom 12. Oktober 2023 nahm der EuGH ausführlich zu den zwischen 2014 und 2020 wirksamen EU-Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen Stellung. Über die konkrete Leitlinie hinaus trifft der EuGH interessante Aussagen zum Rechtscharakter von Leitlinien sowie zu dem – auch im Zuwendungsrecht regelmäßig relevanten – Zeitpunkt des Beginns einer Maßnahme.

Sachverhalt

Das estnische Energieunternehmen Est Wind Power ("EWP") begann im Jahr 2004 mit Vorbereitungen für die Errichtung eines Windparks, bestehend aus 28 Windkraftanlagen. Zur Verwirklichung des Vorhabens schloss EWP einen Anschlussvertrag mit der betroffenen Gemeinde und zahlte rund EUR 500.000 an den estnischen Übertragungsnetzbetreiber Elering AS ("Elering") für die Bereitstellung eines Netzanschlusses. EWP installierte im Jahr 2008 auf dem erworbenen Gelände Windmessmasten im Wert von ca. EUR 200.000 und erwarb zwei Jahre später Erbbaurechte an allen betroffenen Grundstücken. Im Jahr 2016 veröffentlichte die Gemeinde Planungsbedingungen für den Windpark, woraufhin EWP einen Antrag auf Erteilung einer Baugenehmigung stellte. Das estnische Verteidigungsministerium verweigerte jedoch seine Zustimmung zum Vorhaben. Daraufhin versagte auch die Gemeindeverwaltung die beantragten Baugenehmigungen. Gegen beide Entscheidungen erhob EWP Klagen, die bei den nationalen Gerichten noch anhängig sind.

Trotzdem beantragte EWP im Jahr 2020 bei Elering einen Bescheid darüber, ob das Investitionsvorhaben die estnischen beihilferechtlichen Vorgaben für Erzeuger erneuerbarer Energien erfülle. Elering versagte den Bescheid mit der Begründung, dass EWP bis zum Stichtag (31. Dezember 2016) – unabhängig von den errichteten Windmessmasten und den erworbenen Grundstücken – nicht mit dem Projekt begonnen habe und daher nicht als "bestehender Erzeuger" im Sinne des estnischen Strommarktgesetzes gelte. Dagegen erhob EWP vor dem zuständigen estnischen Verwaltungsgericht Tallinn Klage, welches wiederum den EuGH im Wege der Vorabentscheidung zur Auslegung der europarechtlichen Regelungen aufrief.

Entscheidung des EuGH

Der Bau von Windmessmasten und Stromanschlüssen erfüllt nach Ansicht des EuGH die Voraussetzungen eines Maßnahmebeginns nicht.

Im Rahmen der Zulässigkeit entschied der EuGH zunächst, dass die Umweltschutz- und Energiebeihilfeleitlinien 2014-2020 zwar kein unmittelbar verbindliches Recht darstellen, jedoch über die unionsrechtlichen Grundsätze des Vertrauensschutzes und der Gleichbehandlung mittelbare Außenwirkung entfalten. Der die Energiebeihilfen genehmigende Beschluss der Kommission nahm auf die Umweltschutz- und Energiebeihilfeleitlinien Bezug, sodass deren Regelungen für Estland gemäß Art 288 Abs. 4 AEUV verbindliches Unionsrecht wurden. Folglich wurden die Leitlinien in den Beschluss inkorporiert und entfalten unmittelbare Außenwirkung gegenüber Estland.

Der für die Gewährung einer Beihilfe erforderliche Anreizeffekt gemäß Art. 6 Abs. 1 der Allgemeinen Gruppenfreistellungsverordnung (AGVO) gilt nach Abs. 2 dann als erfüllt, wenn der Beihilfenempfänger vor "Beginn der Arbeiten" einen schriftlichen Antrag auf Förderung gestellt hat. Eine zentrale Vorlagefrage in der Sache betraf daher die Auslegung des Begriffs "Beginn der Arbeiten", wie er in Rn. 19 Abs. 44 der Umweltschutz- und Energiebeihilfeleitlinien 2014-2020 definiert ist. Der EuGH stellte fest, dass der Begriff dahingehend auszulegen ist, dass er (1.) den Beginn der Bauarbeiten für die Anlage eines Investitionsvorhabens, das die Erzeugung erneuerbarer Energie ermöglicht, umfasst und (2.) auch eine andere Verpflichtung erfasst, die nach ihrer Art und ihren Kosten das betreffende Investitionsvorhaben in ein solches Entwicklungsstadium geführt hat, dass es mit hoher Wahrscheinlichkeit fertig gestellt werden kann.

Zweitens ist der Begriff so zu verstehen, dass die zuständige nationale Behörde bei der Feststellung des Beginns der Arbeiten verpflichtet ist, eine Analyse des Entwicklungsstadiums des betreffenden Investitionsvorhabens und der Wahrscheinlichkeit seiner Fertigstellung im Einzelfall vorzunehmen, die sich nicht auf eine rein tatsächliche oder formale Beurteilung beschränken darf und je nach Fall eine eingehende wirtschaftliche Analyse erfordern kann.

Drittens stellte der Gerichtshof fest, dass der Begriff "Beginn der Arbeiten" es notwendigerweise erfordert, dass der Vorhabenträger des Projekts über einen Rechtsanspruch auf die Nutzung des Grundstücks, auf dem das betreffende Investitionsvorhaben verwirklicht werden soll, verfügt. Außerdem muss er eine staatliche Genehmigung für die Durchführung dieses Vorhabens besitzen.

Praxishinweise

Die Entscheidung gibt hilfreiche Hinweise, wie der Begriff "Beginn der Arbeiten" im Sinne der Umweltschutz- und Energiebeihilfeleitlinien auszulegen ist. Diese Grundsätze dürften auch auf die aktuell geltenden Leitlinien für staatliche Klima-, Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2022 übertragbar sein, da sich die Begriffsbestimmung in Rn. 19 Abs. 82 im Vergleich zu den Leitlinien 2014-2020 inhaltlich nicht geändert hat. Übergreifende Bedeutung haben darüber hinaus die Ausführungen des EuGH zur Rechtswirkung von Leitlinien der Kommission: Diese haben in der Auslegung von Art. 107 AEUV grundsätzlich zwar nur eine ermessenslenkende Innenwirkung, es kann jedoch im Einzelfall eine mittelbare Außenwirkung für den Beihilfeempfänger durch den Gleichbehandlungs- sowie Vertrauensgrundsatz entstehen.

Christopher Theis
Sascha Opheys

Ursprünglich noch "Sanierungszwang" vorgesehen

Die EU-Kommission hatte die Novelle der Gebäuderichtlinie im Dezember 2021 als Teil des sogenannten Green Deals vorgestellt. Fast 40% des Energieverbrauchs und mehr als ein Drittel der Treibhausgasemissionen in Europa entfallen auf den Bereich "Gebäude", dabei möchte die EU bis 2050 der erste klimaneutrale Kontinent werden.

Mit der neuen Richtlinie sollten erstmals einheitliche Energieeffizienzklassen für alle Gebäude gelten. Bis 2030 sollten alle bis dahin errichteten Neubauten emissionsfrei sein. Alle Bestandsgebäude sollten dieses Ziel bis 2050 erreichen. Auf dem Weg dahin sollen die Eigentümer stetig steigende Mindeststandards bei Wärmedämmung und Heizung erfüllen.

Im März 2023 verabschiedete das EU-Parlament eine verschärfte Sanierungspflicht über Mindest-Energiestandards (MEPS) für Gebäude mit schlechter Energiebilanz der Klasse "G" (Worst Performing Building, WPB). Bis 2030 sollten alle Wohngebäude die Energieeffizienzklasse "E" erreichen und drei Jahre später die Klasse "D". Nichtwohngebäude und öffentliche Gebäude sollten diese Energieeffizienzklassen bis 2027 bzw. 2030, also 3 Jahre früher erreichen, denn erfahrungsgemäß haben die energieineffizientesten Gebäude das meiste Einsparpotential.

Die sich hieraus ergebenen Sanierungspflichten wurden in der Öffentlichkeit kontrovers diskutiert. Manche Mitgliedstaaten forderten gar, alle Wohngebäude von der Sanierungspflicht auszuklammern.

EU-Parlament verabschiedet sich nun von der "Sanierungspflicht"

Ende Juni 2023 fanden die sogenannten Trilog-Verhandlungen zwischen Kommission, Rat und Parlament statt. Deutschland schaute besonders kritisch zu. Unter anderem aus zwei Gründen:

Einerseits tobte in Deutschland zu dieser Zeit der Streit um das sogenannte "Heizungsgesetz" (Gebäudeenergiegesetz, GEG). Den Bürgerinnen und Bürgern sollten nicht notwendigerweise noch mehr zugemutet werden. Andererseits ist Deutschland besonders betroffen, da hier 63% der Wohngebäude vor 1979 - laut dena-Studien -, also vor Inkrafttreten der ersten Wärmeschutzverordnung, gebaut worden sind, die kaum oder gar nicht energetisch saniert worden sind.

Neue Vorgaben zur Reduktion des Energieverbrauchs, Solarnutzung von Gebäuden und Verpflichtung zur Erstellung einer Ökobilanz verabschiedet

Statt individueller Sanierungspflichten für Wohngebäude soll es allgemeine Vorgaben zur Reduktion des Endenergieverbrauchs über den gesamten Wohngebäudebestand geben. Die Mitgliedsstaaten sollen den durchschnittlichen Primärenergieverbrauch des gesamten Wohngebäudebestands schrittweise bis 2030 im Vergleich zu 2020 um 16% einsparen und bis 2035 sollen es dann 20 bis 22% sein. Dabei wird den Mitgliedstaaten überlassen, wie sie diese neuen Vorgaben zur Verbrauchsreduktion im Gebäudesektor erfüllen. Allerdings sollen die WPB mindestens 55% der Energieeinsparung liefern. Im Nichtwohngebäudebereich sollen Mindeststandards zur Sanierung der energetisch schlechtesten 16% des Bestandes bis 2030 und der ineffizientesten 26% bis 2033 eingeführt werden. Ausnahmen für Baudenkmale und bestimmte Gebäudetypen sind möglich.

Die Einigung sieht auch vor, dass neue Gebäude so zu planen sind, dass sie sich für die Installation von Solaranlagen eignen. Zudem sollen auf Gebäuden der öffentlichen Hand ab 2027 schrittweise Solaranlagen installieren, so weit das technisch, wirtschaftlich und funktionell machbar ist.

Zudem besteht eine Verpflichtung zur Berechnung und Darstellung des "Lebenszyklus-Treibhauspotentials" für Neubauten über 1.000m² ab 2028 und für alle Neubauten ab 2030.

Nächste europäische und deutsche Schritte

Der Europäische Rat muss der Richtlinie nun noch formal zustimmen. Allerdings erwartet man hier keine Ablehnung, da dieser im Trilog-Verfahren beteiligt war. Die EU wird während der Umsetzungsphase gemeinsam mit den Mitgliedstaaten prüfen, welche Maßnahmen sich für die jeweiligen EU-Länder eignen.

In Deutschland wird nun mit Anpassungen am Gebäudeenergiegesetz gerechnet. denn die Mitgliedstaaten sollen "spezifische Maßnahmen für den Ausstieg aus fossilen Brennstoffen bei der Wärme- und Kälteversorgung mit dem Ziel festlegen, die Nutzung mit fossilen Brennstoffen betriebener Heizkessel bis 2040 vollständig einzustellen". Eine Förderung fossiler Heizungen soll nur bis 2025 möglich sein. Seit 01.01.2024 regelt allerdings das GEG, dass das Heizen mit fossilen Energieträgern längstens bis 2044 möglich ist.

Fazit

Wir hoffen weiter, dass sich gerade die Bundesregierung dafür einsetzt, dass der Energieverbrauch durch sinnvolle Maßnahmen wie die klimaneutrale Versorgung der Gebäude mit Erneuerbarer Energie gesenkt wird und sich insgesamt in Deutschlands Rechtsrahmen auch ein stimmiges Bild ergibt. In diesem Kontext warten wir neben der GEG-Novelle auch auf die notwendige Novelle der AVBFernwärmeV und WärmeLV. Nur dann kann die Transformation der Energiewende auch gelingen.

Dr. Malaika Ahlers
Dr. Sebastian Berg
Anton Buro

Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) legte am 26.02.2024 erste Eckpunkte für ihre Carbon Management Strategie vor. Darin bekennt sich das BMWK zu der Unverzichtbarkeit von Carbon Capture and Storage (CCS), also dem Abscheiden und Speichern von CO2, für das Erreichen der gesteckten nationalen und europäischen Klimaziele. Grund sei, dass Emissionen in bestimmten Bereichen nur schwer oder anderweitig nicht vermeidbar sind, wovon auch der Weltklimarat (IPCC) ausgehe. Die Bundesregierung will deshalb die Nutzung von CCS und auch CCU (Carbon Capture and Utilization, also das Abscheiden und Nutzen von CO2) ermöglichen.

Carbon Management Strategie des BMWK

Die Bundesregierung will im Rahmen ihrer Carbon Management Strategie die Grundlagen zur Nutzung dieser Technologien und zum Transport und der Speicherung von CO2 schaffen. Sie hat sich auf bestimmte Eckpunkte verständigt, die in den kommenden Wochen ausbuchstabiert werden sollen.

Durch den Abbau von genehmigungsrechtlichen Hürden, ins Leben gerufenen Förderprogrammen und dem beschleunigten Ausbau von Erneuerbaren Energien, soll ein Gesamtpaket geschnürt werden, um CCS/CCU auf ein industriell nutzbares Niveau zu skalieren.

Hierbei soll der Großteil der Förderung denjenigen Unternehmen zufließen, bei deren Prozessen die Emission von Treibhausgasen derzeit nicht oder nur schwer vermieden werden kann (Anwendungsbereich). Dazu zählen etwa die Gasverstromung und viele Prozesse der chemischen Industrie wie die Zement- und Kalkindustrie, Bereiche der Grundstoffchemie und die Abfallverbrennung.

Es geht folglich um den Bau von CCS/CCU-Anlagen. Aber auch der Transportinfrastruktur von der Emissionsquelle zu dem CCS/CCU-Anlagen kommt große Bedeutung zu. Das gewonnene CO2 soll über eine Pipeline-Infrastruktur in Großspeicher im sog. "Festlandsockel", also unter den Meeresboden, geleitet werden. Unter dem Gesichtspunkt der Umweltgefährdung sind auf Land weiterhin keine Speicher vorgesehen. Unter anderem sollen im Rahmen der Carbon Management-Strategie bestehende Gasnetze ertüchtigt und an ein Infrastrukturnetz angebunden werden. Diese Vorgehensweise trägt – so das BMWK – auch den Vorteil, dass auf existierende Regelungen und Verfahren zum Ausbau von Leitungsinfrastruktur zurückgegriffen werden kann.

Vorgesehen ist die Einführung eines Fördermoduls zu CCS/CCU in der Förderrichtlinie Bundesförderung Industrie und Klimaschutz, allerdings vor allem für die schwer und nicht vermeidbaren Emissionen. Konventionelle Gaskraftwerke und Biomasseanlagen sind weiter ausdrücklich zugelassen, wenngleich eine Förderung von Erdgas ausgeschlossen ist.

Novelle des Kohlendioxidspeicherungsgesetzes

Zur Umsetzung der Carbon Management Strategie soll auch das KSpG novelliert werden. Dessen ursprünglich begrenzter Anwendungsbereich der Erforschung und Erprobung von Speicherungstechnologien soll erweitert werden, sodass das Gesetz als funktionaler Rechtsrahmen für die Durchführung von CCS/CCU-Projekten fungieren kann. Zentral in dem neuen KSpG ist die Schaffung eines einheitlichen Zulassungsregimes für Untersuchungsmaßnahmen und die Errichtung von Leitungsinfrastruktur sowie dauerhaften Kohlendioxidspeicher.

Die wesentlichen Änderungen des KSpG lassen sich grob wie folgt darstellen:

• Rechtsunsicherheiten bzgl. des Verfahrens zur Errichtung von Kohlendioxidleitungen sollen ausgeräumt werden, insbesondere, ob eine Umweltverträglichkeitsprüfung vor-genommen werden muss, soll sich nun eindeutig aus dem KSpG ergeben.
• Unter Bezugnahme auf das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) soll das Verwaltungsverfahren der Planfeststellung für den Ausbau von Kohlendioxidleitungen und -speichern präzisiert werden. Das Verfahren soll nun für alle Leitungen gelten, insbesondere auch für solche, die nicht unmittelbar mit Speichern verbunden sind.
• Enteignungen von Grundstücken zum "Wohl der Allgemeinheit" sollen nunmehr nicht ausschließlich für Leitungen möglich sein und deren Voraussetzungen sollen gelockert werden.
• Der bisher verbotene Export von CO2 soll ermöglicht werden.

Fazit: Ein politischer Spagat und neue Betätigungsfelder

Begrüßenswert ist zunächst, dass das BMWK mit seiner Carbon Management-Strategie mehr Rechtssicherheit für das Thema CCS und CCU erreicht.

Betrachtet man allerdings die bestehenden Anreize zur Vermeidung von CO2-Emissionen, etwa den europäischen und nationalen Emissionshandel, ist nicht auszuschließen, dass die avisierten Anreize zur Nutzung und Speicherung von CO2 insgesamt zu widersprüchlichen Ergebnissen führen könnten. Unklar ist, wie dieser Spagat effektiv gelingen wird.

Insgesamt bleibt abzuwarten, wie die Förderung konkret ausgestaltet wird und mit welchen Einschränkungen die Nutzung von CCS und CCU am Ende im Gesetz dann doch formuliert wird. Erst dann wird man wissen, welche Geschäftsmodelle attraktiv werden.

Dr. Malaika Ahlers
Sebastian Berg
Anton Buro

Hintergrund

Die Kraftwerksstrategie der Bundesregierung wurde vor dem Hintergrund entwickelt, europäische und nationale Klimaschutzziele zu erreichen, Energiesicherheit zu gewährleisten und die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Wirtschaft zu stärken. Letztere gerät u.a. aufgrund hoher Energiepreise zunehmend unter Druck. In Folge des Bundesverfassungsgerichtsurteils vom 15. November 2023 (Az. 2 BvF 1/22) wurde der von der Bundesregierung avisierte Zuschuss für Netzentgelte gestrichen und auch die Einführung eines Industriestrompreises steht unter einem schlechten Stern.

Die Kraftwerkstrategie im Einzelnen

Die Kraftwerksstrategie sieht den zügigen Ausbau von Gaskraftwerken vor, insbesondere von hocheffizienten und flexiblen Anlagen, welche ab einem 2032 festzulegenden Umstiegsdatum zwischen 2035 und 2040 vollständig mit Wasserstoff betrieben (H2-ready-Gaskraftwerke) werden können. Geplant ist eine kurzfristige stufenweise Ausschreibung von einer Gesamtleistung bis zu 10 GW (bis zu 4 mal 2,5 GW). Die einschlägigen Planungs- und Genehmigungsverfahren sollen deutlich beschleunigt werden. Überdies plant die Bundesregierung im Rahmen der Kraftwerksstrategie hohe Investitionen in bestimmte Schlüsseltechnologien, mitunter Kernfusion und Wasserstoffaufbereitung. Der massive Ausbau von Elektrolyseurkapazität wird anvisiert. Durch Gespräche mit der Europäischen Kommission möchte die Bundesregierung eine Transformation des Strommarktdesigns erreichen und einen Kapazitätsmarkt einführen. Anders als im derzeitigen Energy-only-Markt soll ab 2028 die Bereitstellung von elektrischer Kapazität vergütet werden.

Ausblick

Die Bundesregierung bleibt in ihren Ausführungen zunächst auf einer hohen Flughöhe; es bleibt abzuwarten, wie die Umsetzung in der Praxis erfolgen wird und welche weiteren Maßnahmen implementiert werden, um die gesteckten Ziele zu erreichen. Die Bundesregierung ist derzeit in Gesprächen mit der EU-Kommission. Sie will ihr Konzept bis zum Sommer vorlegen. Die neue Kraftwerksstrategie verfolgt die Absicht, viele Bedürfnisse zu befriedigen. Wir werden diese im Energierechtsteam rechtlich bewerten und Ihre Vorhaben unterstützen.

Dr. Malaika Ahlers
Anton Buro

Wir freuen uns, im Bereich Medien (Gaming) abermals – wie auch 2023 - als TOP TIER-Kanzlei genannt zu sein. 

In diesen Rechtsgebieten/Praxisbereichen ist die Kanzlei für 2024 im Ranking gelistet: 

• Arbeitsrecht 
• Branchenfokus Energie 
• Corporate/M&A (mittelgroße Deals) 
• Gewerblicher Rechtsschutz (Markenrecht und Wettbewerbsrecht)
• Immobilien- und Baurecht (Immobilienrecht) 
• Informationstechnologie (Datenschutz und IT/Digitalisierung) 
• Kartellrecht 
• Medien (Gaming, Entertainment, Presse- und Verlagsrecht) 
• Öffentliches Recht (Planungs- und Umweltrecht, Vergaberecht) 
• Private Clients und Nonprofit-Sektor
• Versicherungsrecht (Beratung von Versicherungen)

Eine „Firm to watch“ sind wir im Steuerrecht.

Unserem Experten Dr. Gerrit Ponath (Private Clients und Nonprofit-Sektor) gratulieren wir zur Aufnahme in die „Hall of Fame“.

Mit Dr. Andreas Lober (Medien/Entertainment) und Dr. Marc-Oliver Srocke freuen wir uns über die Nennung als „Führende Anwälte“ sowie mit Wojtek Ropel (Medien/Entertainment) und Katharina Fink (Private Clients und Nonprofit-Sektor) über die Nennung als Partner der nächsten Generation.

Unsere empfohlenen Anwälte und weiteren Kernanwälte:

• Arbeitsrecht: Christian Freiherr von Buddenbrock, Dr. Thomas Drosdeck, Martin Fink, Dr. Andreas Imping, Jörn Manhart, Dr. Sebastian Kroll, Markus Künzel, Dr. Michael Matthiessen, Dr. Dietmar Müller-Boruttau, Dr. Gerald Müller-Machwirth, Maike Pflästerer, Dr. Erik Schmid, Dr. Mark Zimmer
• Branchenfokus Energie: Dr. Christof Aha, Sebastian Berg, Dr. Ralf Hafner, Stephan Rechten, Dr. Christian Ulrich Wolf
• Corporate/M&A: Christian Burmeister, Dr. Barbara Mayer, Gerhard Manz, Dr. Sebastian Weller, Prof. Dr. Hans-Josef Vogel
• Gewerblicher Rechtsschutz (Wettbewerbsrecht): Dr. Andreas Lober, Matthias W. Stecher, Dr. Holger Weimann, Uwe Wellmann 
• Gewerblicher Rechtsschutz (Markenrecht): Dr. Christina Hackbarth, Tanja Hogh Holub, Dr. Andreas Lober
• Immobilienrecht: Florian Baumann, Klaus Beine, Annalena Benz, Verena Nader 
• Informationstechnologie (Datenschutz): Susanne Klein, Dr. Andreas Lober, Dr. Birgit Münchbach, Matthias W. Stecher, Matthias Zimmer-Goertz
• Informationstechnologie (IT/Digitalisierung): Susanne Klein, Dr. Andreas Lober, Dr. Peggy Müller, Dr. Birgit Münchbach, Wojtek Ropel, Matthias W. Stecher, Dr. Holger Weimann
• Kartellrecht: Dr. Christian Heinichen, Christoph Heinrich, Dr. Dietmar O. Reich, Uwe Wellmann 
• Medien (Entertainment): Dr. Andreas Lober, Dr. Peggy Müller, Wojtek Ropel, Dr. Holger Weimann
• Medien (Presse- und Verlagsrecht): Dr. Andreas Lober, Katharina Mayerbacher, Dr. Marc-Oliver Srocke, Dr. Holger Weimann
• Öffentliches Recht (Umwelt- und Planungsrecht): Katrin Lüdtke, Hans Georg Neumeier, Stephan Rechten 
• Öffentliches Recht (Vergaberecht): Michael Brückner, Hans Georg Neumeier, Stephan Rechten, Max Stanko, Christopher Theis
• Private Clients und Nonprofit-Sektor: Katharina Fink, Dr. Guido Krüger, Dr. Gerrit Ponath, Stephan Raddatz, Dr. Lucas van Randenborgh, Dr. Georg Tolksdorf
• Versicherungsrecht: Dr. Florian Weichselgärtner

Wir bedanken uns bei unseren Mandanten für das anerkennende Feedback und Vertrauen.
 

29. Januar 2024 – Die internationale Wirtschaftskanzlei ADVANT Beiten begrüßt im Januar und Februar dieses Jahres drei neue Local Partner und einen neuen Salary Partner. Die Neuzugänge verteilen sich auf jeweils drei Rechtsgebiete und Standorte.

Dr. Malaika Ahlers, LL.M. (54) kommt von Becker Büttner Held, wo sie Partner Counsel war, und steigt bei ADVANT Beiten als Local Partnerin in der Praxisgruppe Public Sector am Berliner Standort ein. Sie berät Mandanten bei allen Fragen der Projektierung, Umsetzung und vertraglichen Ausgestaltung von Energieerzeugungs- und Versorgungskonzepten im Rahmen der Transformation der Energiewende. Sie befasst sich insbesondere mit Rechtsfragen des Wärmerechts und Contractings. Ihr Schwerpunkt liegt im Sektor Quartiersversorgung und Immobilienwirtschaft. Mit ihr gemeinsam wechselt Associate Anton Buro.

Dr. Andreas Imping (58), Fachanwalt für Arbeitsrecht, war bisher bei Friedrich Graf von Westphalen tätig und verstärkt den Düsseldorf Standort von ADVANT Beiten als Local Partner. Er berät und vertritt seine Mandanten in kündigungs-, betriebsverfassungs- und tarifvertragsrechtlichen Fragestellungen. Weitere Schwerpunkte seiner Tätigkeit liegen in den Bereichen Unternehmenstransaktionen, Outsourcing Projekte, Restrukturierungen, betriebliche Altersversorgung sowie Beschäftigtendatenschutz.

Dr. Nadejda Kysel (47) ist Rechtsanwältin und Notarin und kommt von Arnecke Sibeth Dabelstein. Sie ist auf Bankrecht und Finanzierungstransaktionen spezialisiert. Ihre Schwerpunkte liegen insbesondere in der Beratung von Banken, Unternehmen und Investoren bei der Finanzierung von Immobilien- und Unternehmenstransaktionen sowie in der Restrukturierung und Verwertung. Sie verstärkt die Praxisgruppe Banking, Finance & Restructuring von ADVANT Beiten als Local Partnerin in Frankfurt.

Dr. Theofanis Tacou, LL.M. (49), Fachanwalt für Arbeitsrecht, berät insbesondere zu Vergütungsfragen mit einem Branchenfokus im Bereich Finanzdienstleitungen. Er berät seine Mandanten als Salary Partner vom Hamburger Standort der Kanzlei aus und verfügt neben seinen hervorragenden Kontakten in die Bankenszene auch über langjährige Kontakte in die maritime Wirtschaft.

„Die Gewinnung und Integration von Seiteneinsteigern gehört zu den wichtigen Aufgaben unserer Partnerschaft, um unsere ehrgeizigen Wachstumsziele zu erreichen“, erklärt Dr. Guido Krüger, Co-Managing Partner von ADVANT Beiten. „Wir freuen uns, dass uns dies erneut über verschiedene Rechtsgebiete und Standorte erfolgreich gelungen ist. Wir sehen die Zugänge nicht zuletzt auch als Bestätigung, dass die europäische Ausrichtung unserer Kanzlei für Seiteneinsteiger unterschiedlicher Seniorität attraktiv ist.“

Erst zum Jahreswechsel sind Jan Eltzschig (Düsseldorf) und Dr. Eva Kreibohm (Berlin) als Equity Partner in der Praxisgruppe Corporate/M&A an Bord gekommen. 

Pressekontakt
Frauke Reuther
Manager Kommunikation
ADVANT Beiten
+49 (69) 75 60 95 - 570
Frauke.Reuther@advant-beiten.com

Zur besseren Lesbarkeit wird in dem vorliegenden Beitrag auf die gleichzeitige Verwendung männlicher und weiblicher Sprachformen verzichtet. Es wird das generische Maskulin verwendet, wobei alle Geschlechter gleichermaßen gemeint sind.

Das Portfolio besteht aus fünf operativen Windparks mit insgesamt 38,4 MW (in Oedelum, Quelkhorn, Mariengarten, Münster und Frielendorf Süd) sowie einem Windprojekt mit einer geplanten Inbetriebnahme im dritten Quartal des kommenden Jahres mit 18 MW (Feldatal).

Im Rahmen der Transaktion wurde die Verbund AG von einem auf erneuerbare Energien spezialisierten M&A-Team von ADVANT Beiten betreut. Die Transaktionsspezialisten um den Partner Dr. Christof Aha hatten die Verbund AG bereits beim Erwerb eines 86 MW Windportfolios in Rheinland-Pfalz beraten.

Das M&A-Renewable Team von ADVANT Beiten berät nationale und internationale Investoren bei der Entwicklung, dem Betrieb, des Erwerbs und der Veräußerung von großen Windparks, Solarparks und Geothermieprojekten. Hierbei arbeitet das Team grenzüberschreitend zusammen mit den Kanzleien des europäischen ADVANT-Verbunds.

Berater VERBUND AG:
ADVANT Beiten: Dr. Christof Aha (Lead), Mark Thönißen, Felix Busold, Maik Benedikt Merkens (alle Corporate/M&A, Frankfurt), Dr. Jochen Reuter, Leopold Linden (beide Real Estate, Frankfurt), Katrin Lüdtke (Öffentliches Recht, München)

Inhouse: Dr. Patrick Prusa (Verbund AG, Wien) 

Berater IMPAX: Taylor Wessing

Pressekontakt
Frauke Reuther
Manager Kommunikation
ADVANT Beiten
+49 (69) 75 60 95 - 570
frauke.reuther@advant-beiten.com

Dr. Christof Aha
Rechtsanwalt
ADVANT Beiten
+49 (69) 756095 - 451
Christof.Aha@advant-beiten.com

München, 16. Juni 2023 - Das neue Ranking der besten Jurist:innen für Deutschland hat der US-Fachverlag Best Lawyers in Zusammenarbeit mit dem „Handelsblatt“ veröffentlicht. Die Ergebnisse für „The Best Laywers in Germany (2024 Edition)“ beruhen auf Empfehlungen von Wettbewerbern und untermauern damit die hohe Reputation der gelisteten Expert:innen.

Basis der Recherche ist immer eine intensive Peer-to-Peer-Umfrage. Ausschließlich Anwält:innen werden nach der Reputation ihrer Wettbewerber befragt. Im Fokus steht dabei, Kolleg:innen außerhalb der eigenen Kanzlei zu empfehlen: Der Befragte soll für den hypothetischen Fall, selbst ein Mandat - aus Zeitgründen oder wegen einer Interessenkollision - nicht übernehmen zu können, Empfehlungen von Kolleg:innen aussprechen. Die Best Lawyers-Aufstellung ist eine umfassende Übersicht der angesehensten Jurist:innen, die die Auszeichnung aufgrund ihres herausragenden Renommees im Markt erhalten.

Von ADVANT Beiten werden 71 Juristinnen und Juristen in mindestens einem Rechtsgebiet empfohlen, dabei sind alle sechs deutschen Standorte der Kanzlei vertreten.

Zwei Berufsträger erhalten den „Lawyer of the year Award“: Dr. Gerrit Ponath für den Bereich Trust and Succession Planning und Stephan Rechten für den Bereich Public Private Partnerschip. Beide haben das jeweils beste Feedback für ihr jeweiliges Fachgebiet für den deutschen Markt erhalten. Jedes Jahr wird lediglich ein Anwalt/eine Anwältin als "Lawyer of the Year" pro Rechtsgebiet und Region ausgezeichnet.

Alexander Braun, Dr. Moritz Jenne und Markus Schönherr werden als „Ones to Watch“ gelistet. Hierbei werden herausragende juristische Talente für ein bestimmtes Rechtsgebiet ausgezeichnet.

Die vollständige Liste aller empfohlenen ADVANT Beiten-Anwältinnen und Anwälte, einschließlich der für Belgien empfohlenen Juristen, können Sie hier einsehen.

Wir freuen uns, im Bereich Medien (Gaming) als TOP TIER-Kanzlei genannt zu sein.

Diese 16 Rechtsgebiete/Praxisbereiche sind 2023 im Ranking:

• Arbeitsrecht
• Branchenfokus Energie
• Corporate/M&A (mittelgroße Deals)
• Gewerblicher Rechtsschutz (Markenrecht und Wettbewerbsrecht)
• Immobilien- und Baurecht (Immobilienrecht und Projektentwicklung)
• Informationstechnologie (Datenschutz und IT/Digitalisierung)
• Kartellrecht
• Medien (Gaming, Entertainment, Presse- und Verlagsrecht)
• Öffentliches Recht (Planungs- und Umweltrecht, Vergaberecht)
• Private Client
• Nonprofit-Sektor

Eine „Firm to watch“ sind wir in den Bereichen Außenwirtschaftsrecht und Steuerrecht.

Unseren Experten Dr. Andreas Lober (Medien/Entertainment), Dr. Wolfgang Lipinski (Arbeitsrecht), Dr. Gerrit Ponath (Private Clients und Nonprofit-Sektor) gratulieren wir zur Nennung als „Führende Anwälte“, sowie Wojtek Ropel (Medien/Entertainment) und Katharina Fink (Private Client und Nonprofit-Sektor) zur Nennung als Partner der nächsten Generation.

Empfohlene Anwälte/weitere Kernanwälte:

• Arbeitsrecht: Dr. Ariane Loof, Elisabeth Miesen, Dr. Gerald Müller-Machwirth, Markus Künzel, Dr. Michael Matthiessen, Dr. Olga Morasch, Dr. Sebastian Kroll, Sonja Müller, Dr. Stefan Lochner, Dr. Christopher Melms, Dr. Daniel Hund, Christian Freiherr von Buddenbrock, Dr. Thomas Barthel, Dr. Thomas Drosdeck
• Branchenfokus Energie: Dr. Christian Ulrich Wolf, Dr. Christof Aha, Stephan Rechten, Sebastian Berg, Dr. Ralf Hafner
• Corporate/M&A: Dr. Christian von Wistinghausen, Prof. Dr. Hans-Josef Vogel, Dr. Barbara Mayer, Gerhard Manz, Dr. Sebastian Weller
• Gewerblicher Rechtsschutz (Wettbewerbsrecht): Dr. Andreas Lober, Matthias W. Stecher; Dr. David Moll, Dr. Holger Weimann, Uwe Wellmann
• Gewerblicher Rechtsschutz (Markenrecht): Dr. Andreas Lober, Dr. Christina Hackbarth, Dr. David Moll, Tanja Hogh Holub, Dr. Holger Weimann, Uwe Wellmann, Matthias W. Stecher
• Informationstechnologie (Datenschutz): Dr. Andreas Lober, Matthias W. Stecher, Susanne Klein; Matthias Zimmer-Goertz
• Informationstechnologie (IT/Digitalisierung): Dr. Andreas Lober, Matthias W. Stecher, Wojtek Ropel; Dr. Holger Weimann
• Immobilienrecht: Florian Baumann, Klaus Beine
• Kartellrecht: Dr. Dietmar O. Reich, Uwe Wellmann
• Medien (Entertainment): Matthias W. Stecher, Dr. Peggy Müller, Dr. Holger Weimann, Katharina Mayerbacher
• Medien (Presse- und Verlagsrecht): Dr. Andreas Lober, Dr. Holger Weimann, Dr. Oliver Srocke, Matthias W. Stecher, Katharina Mayerbacher
• Öffentliches Recht (Umwelt- und Planungsrecht): Hans Georg Neumeier, Katrin Lüdtke, Stephan Rechten
• Öffentliches Recht (Vergaberecht): Hans Georg Neumeier, Max Stanko, Stephan Rechten, Michael Brückner, Katrin Lüdtke
• Private Clients und Nonprofit-Sektor: Dr. Lucas van Randenborgh, Dr. Guido Krüger, Dr. Klaus Zimmermann

Wir gratulieren den Praxis- und Branchengruppen sowie unseren empfohlenen Anwälten und Anwältinnen und bedanken uns bei unseren Mandanten für das anerkennende Feedback und Vertrauen.

Die Diersch & Schröder (DS) Unternehmensgruppe verfügt über jahrzehntelange Erfahrung in den Bereichen Energie, Chemie und Young Business. Das Energiegeschäft reicht von Großhandel und Import von Mineralölprodukten mit eigener Vertriebs- und Hedgingkompetenz bis zu Tanklagerlogistik und Tankstellenbetrieb. Zudem zeichnet die Gruppe ihre Expertise im Bereich Endverbraucher, Handel mit Biomasse und Projektierung von Windparks aus.

Die ENERGU GmbH ist seit ihrer Gründung im Jahr 2019 im Aufbau und Betrieb von Ladeinfrastruktur für Elektromobilität aktiv und erfolgreich. Das junge Unternehmen projektiert und betreibt bundesweit knapp 1.000 Ladepunkte im halböffentlichen und öffentlichen Bereich. Dabei agiert ENERGU als Komplettanbieter und liefert von der Hardware, über die Planung, bis hin zur Installation, Abnahme und Betrieb alles aus einer Hand.

ENERGU hat in der DS-Gruppe einen starken Partner mit kaufmännischer Erfahrung, Kapital und einem hervorragenden Netzwerk gefunden. Die Gründer bleiben langfristig als Geschäftsführer an Bord, um den Erfolgskurs fortzusetzen.

Für Diersch & Schröder werden die Elektromobilität und damit auch die Ladeinfrastruktur künftig wichtige Bestandteile ihrer Geschäftsfeldstrategie Energie sein. In diesem Segment agiert die Gruppe als Großhandelshaus und Versorger für Kraftstoffe und Mobilität bei ca. 300.000 Kunden. Diese Mobilität will DS auch künftig seinen Kunden zur Verfügung stellen und hat dafür den Pfad der Transformation eingeschlagen. Über das hauseigene Start-Up JUICIFY hat die Unternehmensgruppe im vergangenen Jahr den ersten Schritt in diese Richtung unternommen. Mit der nun erfolgten Partnerschaft mit ENERGU folgt der zweite logische Schritt in diese Richtung.

Berater Diersch & Schröder-Gruppe:
ADVANT Beiten: Dr. Jan Barth (Federführung, Freiburg), Christian Burmeister (Freiburg/Berlin), Daniel Rombach (Freiburg, alle Corporate/M&A), Alexander Thees, Christian Schenk, Moritz Bocks (alle Düsseldorf, Steuern).

Berater ENERGU GmbH:
RA Alexander Klein, Nürnberg

Pressekontakt
Frauke Reuther
Manager Kommunikation
ADVANT Beiten
+49 (69) 75 60 95 - 570
Frauke.Reuther@advant-beiten.com

Dr. Jan Barth
Rechtsanwalt
ADVANT Beiten
+49 (761) 15 09 84 - 69
Jan.Barth@advant-beiten.com

Die Batteriespeicheranlage Kupferzell ist das erste der sog. „Netzbooster“-Projekte, mit denen die deutschen Übertragungsnetzbetreiber Überlastungen im Übertragungsnetz begegnen wollen, um eine stabile und dauerhafte Stromversorgung zu gewährleisten.

Berater der TransnetBW GmbH:
ADVANT Beiten: Dr. Christian Ulrich Wolf (Projektverträge, Hamburg); Stephan Rechten; Max Stanko (beide Vergaberecht, beide Berlin); Maren Dedert (Projektverträge, Hamburg) und Sebastian Berg (Energiewirtschaftsrecht, Berlin).

Inhouse Recht: Sonja Köhler; Dr. Uwe-Michael Voigt; Dr. Sascha Pelka

Pressekontakt
Frauke Reuther
Manager Kommunikation
ADVANT Beiten
+49 (69) 75 60 95 - 570
frauke.reuther@advant-beiten.com

Dr. Christian Ulrich Wolf
Rechtsanwalt 
ADVANT Beiten
Tel.: +49 (40) 68 87 45 - 124
ChristianUlrich.Wolf@advant-beiten.com

ENVIRIA ist ein innovativer Komplettanbieter für moderne PV-Anlagen auf gewerblichen Dächern und auf großen Freiflächen. In 2021 war ENVIRIA Preisträger des Hessischen Gründerpreises.

Das ADVANT Beiten-Team um Partner Dr. Christof Aha berät regelmäßig innovative Entwickler von Erneuerbaren Energieprojekten bei Projektentwicklungen, Joint Ventures sowie Projektan- und verkäufen.

Berater ENVIRIA:
ADVANT Beiten: Dr. Christof Aha, Mark Thönißen, Felix Busold, LL.M (alle Corporate/M&A, Frankfurt am Main) - Gemeinsam mit Andreas Bodensohn, Capcora, als M&A-Berater.
Inhouse: Sindy Küllig

Berater Q ENERGY:
Eversheds Sutherland: Dr. Martin Weitenberg, Joel-Fiete Feld
Inhouse: Christoph Jourdan

Pressekontakt
Frauke Reuther
Manager Kommunikation
ADVANT Beiten
+49 (69) 75 60 95 - 570
frauke.reuther@advant-beiten.com

Dr. Christof Aha
Rechtsanwalt
ADVANT Beiten
+49 (69) 75 60 95 - 451
christof.aha@advant-beiten.com

Knill Energy ist eine weltweit tätige Firmengruppe in Familienbesitz. Sie liefert Produkte und Lösungen für Investitionen in Infrastruktur für Energie, Kommunikation und Mobilität. Im Bereich Energieinfrastruktur sind dies Komponenten und Systeme für die weltweite Energieindustrie mit Schwerpunkt auf Stromübertragung und -verteilung.

Pfisterer liefert seit mehr als 50 Jahren unter anderem weltweit Produkte für die Elektrifizierung von Untergrundbahn-, Straßenbahn- und Hochgeschwindigkeitslinien. Die Produkte wurden weltweit auf den genannten Linien montiert und sind zu einem Referenzmaßstab für Bahngesellschaften geworden.

Mit der Übernahme dieses Geschäftsbereichs erweitert Knill ihr Produktportfolio und verfügt nun auch für dieses Einsatzgebiet über ein Komplettprogramm an zugelassenen Komponenten.

Berater Knill Energy Holding GmbH: 
ADVANT Beiten: Insa Cornelia Müller, Dr. Jack Schiffer (beide federführend, beide Corporate/M&A, München), Dr. Patrick A. Hübner (Corporate/M&A, Berlin), Christoph Heinrich (Kartellrecht, München), Christian Hess (Gewerblicher Rechtsschutz/Patentrecht, München).
Weitere beteiligte Kanzleien: Dr. David Elvira, Martin Pech (Bufete, Mana, Krier, Elvira, Spanien), Andrew Cowan, Amy Ellis (Gateley Legal, England), Pietro Longhini (Petsch Frosch Klein Arturo Rechtsanwälte, Italien).

Pressekontakt
Frauke Reuther
Manager Kommunikation
ADVANT Beiten
+49 (69) 75 60 95 - 570
frauke.reuther@advant-beiten.com

Insa Müller
Rechtsanwältin
ADVANT Beiten
Tel.: +49 89 35065-1311
Insa.Mueller@advant-beiten.com